Ȟ ȎȥȘ țȓȢ ȣȎȞȎȘ Ȗ ȡȝȞȎ ȘșȎȝȎ ȝȜȟșȓ ȝȜȟȠȎ ISSN 2306-8949 ȘȖȣ ȟȠȞȡȗțȜ ȚȜțȖȠȜȞȖț țȎȝȞȭȔȓțȖ ȟȜȟȠȜȭțȖȭȘȎȠȎșȖȠȖȥȖțȠȓțȟȖȐțȝȞȜȤȓȟȟȎȚ țȓȞȎȕȞȡȦȎ ȠȓȞȞȖȠȜȞȖȎȠȓȞȞȖȠȜȞȖțȓȢȠțȓȢȠȖ ȠȐȓȞȒȜȜȘȟȖȒ № 2 (44) / 2020 НАУЧНО -ТЕХНИЧЕСКИЙ СБОРНИК ȞȓȟȡȞȟȎ ȟ ȚȎ ȐȭȐȭȕȘȜȟȠȪ ȐȖȣȞȓȐȜȗ Ȗ ȟȜȓȒȖțȖȠȓșȪțȎȭ ȒȓȢȓȘȠȩ ȑȞȡȕȜȚ ȠȞȓȣȚȓȞțȜȗ ȩȓ Ȑ ȞȎȏȜȠȜȟȝȜȟȜȏțȜȟȠȪȝȜȠȓțȤȖȎșȪțȜȑ ȡȒȎȞțȎȭ ȟșȡȔȏȩ ȢȎȕ ȠȓȣțȖȥȓȟȘȜȑȜ ȢȖȕȖȥȓȟȘȖȚ ȝșȜȖȕȜșȭȤȖȭ ȠȞȎțȟȝȜȞȠ ȘȜȫȢȢȖȤȖȓțȠ ȞȎȟȝȞȓȒȓșȓțȖȓ ȎȝȝȎȞȎȠȜȏȜȞȡȒȜȐȎțȖȓ ȫȘȐȖȐȎșȫȘȐȖȐȎșȓțȠțȩȓ ȡȟȡȟȠȞȜȗȟȠȐȜ ȝȜ ȟȚȓȟȪ ȝȎȒȎȬȧȖȚ ȟȞȜȘȎ ȠȞȡȏȜȝȞȜȐȜȒȩ ȜȒțȩȗ ȝȞȜȥțȜȟȠȪ ȢȎȕȜȐȜȓ ȫȔȓȘȠȜȞ ȐȜȕȒȓȗȟȠȐȖȭ ȟȠȞȡȗțȜȓ ȑȖȒȞȜȒȖțȎȚȖȘȖȜȤȓțȘȎ ȞȎȟȝȞȓȒȓșȓțȖȓ ȜȞȜȒțȎȭ ȒȖȎȑțȜȟȒȖȎȑțȜȟȠȖȘȎțȎȒȓȔțȜȟȠȪ ȞȎȟȧȓȝșȓțȖȭ ȖȟȝȩȖȟȝȩȠȎțȖȭ ȑȎȕȎ ȟȚȓȟȖȠȓșȪțȩȗ ȠȓȣțȜșȜȑȖȥȓȟȘȜȓ ȫșȓȘȠȞȜȟțȎȏȔȓțȖ ȐțȡȠȞȓțțȓȓ ȞȜȐȎțȖȓ ȒȖȎȑȞȎȚ ȐȖȣȞȓȐȜȓȒȓȢȓȘȠ ȚȓȠȜȒ țȓȢȠȓȝȞȜȒȡȘȠȜȐ ȖȕșȜȚ țȓȞȎȐțȜȐȓȟțȜȓ ȐȘȎ ȣȎȞȎȘȠȓȞȖȟȠȖȘ Ȗ ȡȝȞȎȐșȭȬȧȖȓ ȘșȎȝȎț ȜȠȘȎȥȘȎ ȑȞȡțȑȞȡțȠ ȚȜȒȓșȖȞȜȐȎțȖȓ ȟȠȞȡȗțȜȓ ȟȝȩȠȎțȖȓ ȚȜțȖȠȜȞȖțȑȎ țȎȝȞȭȔȓțȖȭ ȟȜȟȠȜȭțȖȭ ȘȎȠȎșȖȠȖȥȓȟȖțȠȓțȟ ȝ ȘȜțȟȠȞȡȘȤȖȜțțȘȜțȟȠȞȡȘȤȖȜțțȎȭ ȠȓȞȞȖȠȜȞȖȎșȪțȜȓțȓȢȠȖ ȐȭȕȘȜȟȠȪ ȐȖȣȞȓȐȜȗ ȟȝșȎȐșȓțȖȭ ȢșȬȖȒ ȝȞȜȤȓȟȟ Ȏ ȢȢȖșȪȠȞȎȤȖȭ ȒȓȢȓȘȠȩ ȚȓȞȕșȩȗ ȑȞȡȕȜȚ ȠȞȓ ȟȖȟȠȓȚȎ ȎȞțȎȭ Ȑ ȖȞȜȐȎțȖȓ ȑȎȕȜȒȖțȎȚȖȥȓȟȘȖȣ ȡȒ ȢȖȕȖȥȓȟȘȖȚ ȠȞȎțȟȝȜȞȠ ȠȓȣțȖȥȓȟȘȜȑȜȘȜȫȢȢȖȤȖȓțȠ ȞȎȟ ȟȠȎșȖ ȫȘȐȖȐȎșȓțȠțȩȓ ȡȟȠȞȜȗȟȠȐȜ ȝȜ ȎȕȜȝȞȜȐȜȒ ȠȓȝșȜȖȕȜșȭȤȖȭȟȚȓȟȪ ȖȘȎ ȚțȜȑȜȢȎȕțȩȗ ȝȎȒȎȬȧȖȚ ȟȞ ȘȜȞȞȜȕȖȜțțȩȓ ȑȓȜȘȞȖȜșȜȑȖȥȑȓȜȘȞȖȜșȜȑȖȥȓȟȘȖȗ- ȝșȓțȖȭȞȜȒȖțȎȚȖȘȖ ȢȎȕȜȐȜȓ ȖțȎ ȫȔȓȘȠȜȞ țȓȖȕȜȠȓȞȚȖȥȓȟȘȎȭ ȟȠȞȡȗțȜȓ ȑȖȒ ȜȤȓțȘȎ ȒȖȎȑțȜȟȠ țȎȒȓȔțȜȟȠȪ ȟȠȞȓȟȟ ȞȎȟȧȓ țȖȓ ȝȞȜȓȘȠȖȞȜȐȎțȝȞȜȓȘȠȖȞȜȐȎțȖȓ șȓȑȖȞȜȐșȓȑȖȞȜȐȎțțȜȗ ȟȚ ȠȞȡȏȜȝȞȜȐȜȒțȩȗ ȖȟȝȩȠȎțȖȭ ȑȎȕȎ ȜȝȎȟțȩȗ ȠȓȞȖȟȠȖȘ ȐȕȎȖȚȜȒȓȗȟȠȐȖȓ ȡȑșȓȐȜȒȜȞȜȒțȎȭȐȖȣȞȓȐȜȓȒȓȢȓȘȠ ȠȖ ȚȓȠȜȒ ȖȕșȜȚ țȓȞȎȐțȜȐȓȟțȜȓȣȎȞȎȘ ȟȐȜȗȟȠȐȎ ȟȠȎșȪ ȚȜȒȓșȖȞȜȐȎțȖȓ ȜȠȘȎȥȘȎ ȟȘȐȎȔȖțȩ ȝȜȠȜȘ ȑȞȡțȠ ȚȜȒȓșȖȞȜȐȎțȖȓ țȖȠȜȞȖțȑȎ ȟȠȞȡȗț ȠȓȝșȜȐȜȓ ȚȜ ȩ ȖȟȝȩȠȎțȖȓ ȘȜțȟȠȞȡȘȤȖȜțțȎȭ ȠȓȞȞ ȞȡȘȤȖȭȝȜȕȖȤȖȜțȖȞȜȐȎțȖȓ ȠȞȡȏțȎȭ ȟȝșȎȐșȓțȖȭ ȝȞȜȤȓȟȟ ) ȥȖȟșȓțțȜȓ ȢșȬȖȒ ȚȓȞȕșȩȗ ȢȖșȪȠȞȎȤȖȭ ȒȓȢȓȘȠ ȫțȓȞȑȜȡȟȠȎțȜȐȘȎ ȘȜȐȜȓ ȕȜțȎ ȟȖȟȠȓȚȎ ȎȞ ȝȓȞȓȣȜȒȎ ȠȡȞȏȡșȓțȠțȩȗȠȡȞȏȡșȓț ȑȎȕȜȒȖțȎȚȖȥȓȟȘȖȣ ȡȒ ȠȞȎțȟȝȜȞȠ ȘȜȑȜ ȑȎȕȎ ȟȠȎșȖ ȫȘ ȞȎȕȞȡȦȓțȖȭ ȐȓȠȞȜȐȎȭȐȓȠȞ ȑȖȒȞȎȐșȖȥȓȟȘȜȓȚȜȒȓșȖȞȜȐȎțȖȓ ȠȓȝșȜȖȕȜșȭȤȖȭ țȎȑțȓȠȎȠȓșȪțȎȑțȓȠȎȠȓș ȑȎȕȜȝȞȜȐȜȒ ȟȚȓȟȪ ȚțȜȑȜȢȎȕțȩȗ ȠȪ ȡȟȠȞȜȗȟȠȐȎ -ȘȜȞȞȜȕȖȜțțȩȓ ȑȓȜȘȞȖȜșȜȑȖȥȓȟȘȖȗ ȠȓȥȓțȖȓ țȓȖȕȜȠȓȞȚȖȥȓȟȘȎȭ ȫȔȓȘȠȜȞȟȠȞȡȗ Ȝȓ ȟȖȟȠȓȚȎȟȖȟȠȓȚ Ȓ ȟȠȞȓȟȟ ȝȞȜȓȘȠȖȞȜȐȎțȖȓ șȓȑȖȞȜȐȎțțȜȗ ȝȜȠȞȓȏȖȠȓșȪ ȠȞȡȏȜȝȞȜȐȜȒțȩȗ țȠȞȜȏȓȔțȩȗ ȘȜȘȜȚȝȪȬȠȓȞțȜȓ ȜȝȎȟțȩȗ ȡȑșȓȐȜȒȜȞȜȒțȎȭ ȒȓȢȓȘȠ ȚȎȑȖȟȠȞȎșȪțȩȗ ȚȖȘȞȜȠȡȞȏȖțȎ ȐȕȎȖȚȜȒȓȗȟȠȐȖȓ ȐȖȣȞȓȐȜȓ -ȞȓȑȡșȖȞȡȬȧȖȓȞȓȑȡșȖȞȡȬȧ ȟȜȟȠȜȭțȖȓ ȖȕșȜȚ ȟȟȜȐȩȗ ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ И ЦЕЛОСТНОСТЬЮ ГАЗОПРОВОДОВ УПРАВЛЕНИЕ ȟȠȎșȪ ȟȜȟȠȎȐ țȓȢȠȖ ȟȐȜȗȟȠȐȎ ȝȜȠȜȘ ȚȜȒȓșȖȞȜȐȎțȖȓ ȟȘȐȎȔȖțȩ ȎȕȜȠȞȎțȟȝȜȞȠțȎȭ ȠȓȝșȜȐȜȓ ȕȎȝȜȞțȜ ȖȟȝȩȠȎțȖȓ ȘȜțȟȠȞȡȘ ȝȜȕȖȤȖȜțȖȞȜȐȎțȖȓ ȘȜȚȝȞȓȟȟȜȞȎȘȜȚȝȞȓȟȟȜȞ ȝȞȖȠȜȘȎ ȠȞȡȏțȎȭ ȟȝșȎȐșȓțȖȭ ȟȟȖȖ ) ȥȖȟșȓțțȜȓ Ȣ ȫțȓȞȑȜȡȟȠȎțȜȐȘȎ ȚȓȞȕșȩȗ 2 2020 ȚȖȘȞȜȟȠȞȡȘȠȡȞȎȚȖȘȞȜȟȠȞ ȘȜțȟȠȞȡȘȤȖȭ ȒȓȢȜȞȚȖȞȜȐȎțțȜȓȒȓȢȜȞ ȝȓȞȓȣȜȒȎ ȕȜțȎ ȘȜȚȝȜțȓțȠțȩȗ - ȠȡȞȏȡșȓțȠțȩȗ ȞȜȏȓȔțȜȑȜȠȐȖȓ ȝȞȜȒȡȘȠȖȐțȜȟȠȪȞțȎȭ ȞȡȦȓțȖȭȕȎ ȓȠȎȠȓșȪ ȝȞȜȐȜȒ țțȜ țȖȥȖȠȓșȪțȖȥȖ ȝȡȠțȖȘȜȐȜȓȜȑȜ ȠȞȜȐȎȭȒȞȎȐșȖȥȓȟȘȜȓȟȠȐȎ ȒȓșȖȞȜȐȎțȖȓȜȢȎȕțȩȗȖȥȓȟ Научно-технический сборник «Вести газовой науки»

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов

Издается с 2010 г.

ISSN 2306-8949

Учредитель Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Включен в Перечень ВАК российских рецензируемых научных журналов, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученых степеней доктора и кандидата наук

Свидетельство ПИ № ФС77-56652 о регистрации СМИ от 26.12.2013 г.

Главный редактор Б.А. Григорьев, член-корреспондент РАН, д.т.н., профессор, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Зам. главного редактора В.А. Истомин, д.х.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», А.Е. Рыжов, к.г-м.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Редакционная коллегия М.А. Анисимов, д.ф.-м.н., профессор, Мэрилендский университет, США Б.А. Сулейманов, д.т.н., профессор, Азербайджанская государственная нефтяная академия В.Н. Башкин, д.б.н., профессор, Институт физико-химических и биологических проблем почвоведения РАН А.Н. Дмитриевский, д.г.-м.н., профессор, академик РАН, Институт проблем нефти и газа РАН И.Т. Мищенко, д.т.н., профессор, Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина А.Н. Шахвердиев, д.т.н., профессор, Азербайджанский технический университет

Научный редактор Р.Р. Кантюков, к.т.н.

Рецензенты А.А. Самокрутов, д.т.н; А.Г. Свяжин, д.т.н., профессор; Ю.И. Матросов, д.т.н., профессор; В.Г. Титов, д.т.н., профессор, заслуженный деятель науки

Над номером работали Ответственный редактор Т.Г. Осияненко Редактор А.Я. Стефанова Корректор М.В. Бурова Редактор перевода А.Я. Стефанова Верстка Н.А. Владимиров Дизайн И.Ю. Белов

Адрес редакции 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1. По вопросам подписки и приобретения обращаться: Тел./факс: + 7 (498) 657-41-73 E-mail: [email protected] www.vesti-gas.ru Подписано в печать 08.09.2020 г. Тираж 500 экз. Подписной индекс по каталогу ОАО Агентство «Роспечать» № 58685. Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1. © ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2020 Цена свободная. Правообладатель уведомляет о недопустимости полного или частичного воспроизведения и распространения материалов сборника (ст. 1233 и 1255 ч. IV ГК РФ). Слово редактора

За последние несколько десятилетий газовая промышленность в развитых странах превратилась в одну из самых технически продвинутых отраслей. Внедрение высоких технологий преобразило ее и ввело в число техноло- гических лидеров мировой экономики. Сегодня стремительный рост и быстрый ввод объектов в строй являются основным условием увеличения и расширения добычи и потребления газообразного топлива. При этом опережающее развитие систем транспортировки газа – определяющий фактор дальнейшего совершенствования отрасли. ПАО «Газпром» располагает крупнейшей в мире Единой системой газоснабжения, которая представляет собой уникальный технологи- ческий комплекс, включающий в себя объекты добычи, транспортировки, хранения, распределения и переработки газа. С помощью этой системы Заместитель Генерального мы обеспечиваем непрерывную поставку газа от скважины до конеч- директора по науке ного потребителя. Благодаря запуску сразу двух новых экспортных кори- ООО «Газпром доров – «Турецкий поток» и «Сила Сибири» – мы стали очевидцами увели- ВНИИГАЗ», чения экспортного потенциала страны: ПАО «Газпром» в очередной раз Председатель секции достигнуты новые уровни надежности поставок газа в западном направ- «Транспорт и хранение лении и реализованы стратегические долгосрочные соглашения с Китаем газа» ученого совета на восточном направлении. Начат проект по транспортировке и перера- ООО «Газпром ботке многокомпонентного этансодержащего газа в Усть-Луге. ВНИИГАЗ», к.т.н. Технологическое развитие ПАО «Газпром» как энергетического лидера Р.Р. Кантюков России невозможно без применения новейших научно-технических и инфор- мационных разработок. Все мегапроекты в сфере строительства и эксп- луатации магистральных газопроводов реализуются исходя из принципов научно-технического обоснования и внедрения передовых технических решений, новых материалов и оборудования, способных обеспечить необ- ходимую надежность, безопасность, энергоэффективность и экологич- ность объектов на всех стадиях жизненного цикла. Большинство новшеств создается при участии специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Не остаются без внимания научно-технические задачи эффек- тивной эксплуатации газопроводов, построенных во второй половине прошлого века, ключевой среди которых является рациональное распреде- ление финансовых средств на техническое диагностирование и ремонт. В далекие 1950-е гг., во времена хрущевской оттепели, положено начало перенастройке топливного баланса страны: на смену торфу и углю пришел трубопроводный газ. В семидесятые-восьмидесятые годы география газовой отрасли значительно расширилась за счет освоения терри- торий Западной Сибири и Средней Азии и строительства мощных тран- зитных газопроводов диаметром 1020…1420 мм (Бухара – Урал, Средняя Азия – Центр, Уренгой – Помары – Ужгород, Ямбург – западная граница СССР и др.), протяженность которых достигала 3…4,5 тыс. км. При этом трассы газопроводов проходили в агрессивных почвенных условиях, пересекали водные преграды большой протяженности и горные участки. В то время требовалось принятие оперативных решений по внедрению новых технологий при строительстве газопроводов, что не позволяло избежать ряда инженерных ошибок, в частности применения ленточных покрытий трассового нанесения типа Polyken. В настоящее время участки магистральных газопроводов, изолированные покрытиями трассового нанесения, особенно подвержены коррозии и коррозионному растрески- ванию, на долю которых приходится более 80 % всех выявляемых дефектов труб. Поэтому все более востребованными становятся научные разра- ботки в области физическо-химического моделирования и математи- ческого описания процессов коррозии и стресс-коррозии трубопроводов, развития систем управления объектами газотранспортной системы с применением современных компьютерных технологий, внедрения современных моделей механики разрушения и теории вероятности для оценки надежности газопроводов и обору- дования, создания и развития малозатратных технологий ремонта и восстановления рабо- тоспособности магистральных газопроводов с большими сроками эксплуатации, развития и повышения эффективности оборудования компрессорных, газораспределительных станций и подземных хранилищ газа. Большинство вошедших в сборник материалов было представлено на VIII Международной научно-технической конференции и выставке «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (ГТС-2019), которая состоялась в 2019 г. на площадке ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при поддержке ПАО «Газпром», Министерства энергетики РФ, Министерства науки и высшего образования РФ, Союза организаций нефтегазовой отрасли «Российское газовое общество». В работе конференции приняли участие представители Группы Газпром, произ- водители трубной продукции, материалов и оборудования для ремонта и диагностирования объектов газотранспортной системы, крупнейших образовательных учреждений, научно- исследовательских институтов и ИТ-лидеров страны, а также представители зарубежных партнеров «Газпрома» из Германии, Японии, Нидерландов, Великобритании и Франции. Стратегия развития ПАО «Газпром» предусматривает постоянное повышение собствен- ного технологического уровня и стимулирование разработчиков к поиску новых передовых решений и реализации инновационных идей мирового уровня. Формирование сборника на основе материалов Международной конференции «ГТС-2019» обеспечило возможность всесторон- него освещения актуальных аспектов, перспективных направлений развития и эксплуатации объектов магистрального транспорта газа, накопленного опыта и результатов научных исследований и практических разработок в сфере трубопроводного транспорта по направ- лениям: • технологии магистрального транспорта газа; • проектирование, строительство и эксплуатация компрессорных станций; • управление техническим состоянием и целостностью газотранспортных систем; • трубная продукция, сварка и родственные технологии, покрытия заводского нанесения; • строительство, ремонт и защита от коррозии объектов транспорта газа. Сборник, который вы держите в руках, представляет собой панораму современных взглядов на решение текущих и перспективных задач управления техническим состоянием и целост- ностью газотранспортной системы и обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов, освещает ключевые направления исследований, развития материалов и технологий, совер- шенствования и оптимизации технических и управленческих решений для отрасли в целом. Отмеченные в статьях достижения во многом являются следствием постоянно развиваемого научно-технического потенциала и успешного опыта Группы Газпром в области сооружения и эксплуатации мощных газотранспортных систем, воплотившего и реализующего в проектах самые современные научные идеи, инновационные проектные решения и технологии. Материалы издания будут интересны не только широкому кругу специалистов нефте- газовой, химической и металлургической промышленности, но и студентам, магистрантам и аспирантам нефтегазовых специальностей высших учебных заведений. Представленные в сборнике статьи могут использоваться для разработки программ повышения квалификации. Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 3

Содержание 4 Ряховских И.В., Каверин А.А., Петухов И.Г., 110 Курбангалеев А.А., Еникеева С.Р., Лившиц С.А. Липовик А.В., Селиванов А.А., Сахон А.В. Моделирование работы струйного Оценка размеров стресс-коррозионных технологического оборудования компрессорной дефектов при техническом диагностировании станции на примере многозвенного аппарата – газопроводов смесителя диффузор-конфузорного типа 15 Адмакин М.М., Полетаев М.Г., Романов С.В., 117 Шабалов И.П., Степанов П.П., Чегуров С.А., Ляпичев Д.М., Кольцова В.В. Великоднев В.Я., Настич С.Ю., Каленский В.С. Опыт эксплуатации комплексной системы Особенности характера разрушения мониторинга технического состояния и структуры металла зоны сплавления компрессорной станции сварных швов труб магистральных 22 Недзвецкий М.Ю., Арабей А.Б., Ментюков К.Ю., газопроводов при испытаниях на определение Сахаров М.С., Смелов А.И., Степанов П.П., величины CTOD Рингинен Д.А., Гизатуллин А.Б., Шандер С.В. 132 Петухов Е.П., Галеркин Ю.Б., Рекстин А.Ф. Освоение производства труб большого Исследования лопаточных диффузоров диаметра класса прочности К80 (Х100) центробежных компрессоров численными в России методами 29 Саляхов Р.Х., Кантюков Р.Р., Футин В.А. 143 Куркин А.С. Исследование вихревых эжекторных Расчетное определение свойств легированных систем применительно к эксплуатации сталей на основе моделирования компрессорных станций технологических процессов 34 Трифонов О.В., Силкин В.М., Черний В.П., 152 Арабей А.Б., Глебов А.Г., Капуткина Л.М., Морин И.Ю., Володин П.А., Ефимов В.М., Пышминцнев И.Ю., Яковлев С.Е., Абакумов А.И., Большев К.Н. Капуткин Д.Е. Прогнозирование напряженно- Температура хрупко-вязкого перехода трубной деформированного состояния стали К65 – экспериментальное определение магистрального газопровода «Сила Сибири» и сопутствующие признаки на участках развития опасных инженерно- 162 Харионовский В.В. геокриологических процессов на основе Газотранспортная система: исследования математических моделей конструкций и технического состояния 51 Алиев М.М., Зайцев С.П., Султангареев Р.Х., магистральных газопроводов Попова М.Н., Хуснуллина Т.А. 175 Костюков В.Е., Жигалов В.И., Кибкало А.А., Определение несущей способности Башурин В.П., Данилов А.Г. магистрального газопровода с расслоениями Модель транспорта многофазного флюида и внутренними вздутиями с неравновесным межфазным обменом 58 Сафонов В.С. 181 Васенин А.Б., Крюков О.В. Методические подходы к расчету показателей Вопросы электропитания вдольтрассовых риска эксплуатации трубопроводов, объектов Единой системы газоснабжения перекачивающих широкую фракцию легких России углеводородов 193 Кузьбожев А.С., Работинская Т.И., Шишкин И.В., 73 Тимофеев Ф.В. Бирилло И.Н., Кузьбожев П.А. Развитие системы обеспечения сохранности Моделирование промерзания и оттаивания качества нефтепродуктов на трубопроводном мерзлых грунтов на участках арктических транспорте газопроводов при снижении функциональных 79 Черний В.П., Трифонов О.В., Войдер К.А., показателей теплоизоляции труб Овсянникова М.А., Рассохина А.В. 199 Сокотущенко В.Н., Григорьев Е.Б., Федосеев А.П. Методы расчета толщин стенок и проверки Влияние неизотермичности процесса прочности соединительных деталей сложной фильтрации углеводородной смеси конструкции для магистральных газопроводов в призабойной зоне пласта на продуктивность 92 Галеркин Ю.Б., Рекстин А.Ф., Дроздов А.А., скважины Солдатова К.В., Соловьёва О.А., Попова Е.Ю. 215 Усс А.Ю., Пугачук А.С., Чернышев А.В. Проектирование центробежных компрессоров Разработка регулирующей арматуры на основе метода универсального с использованием принципа вихревого моделирования течения рабочей среды 222 Сведения об авторах 229 Information about the authors

№ 2 (44) / 2020 4 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

УДК 622.691.4+620.194.22 Оценка размеров стресс-коррозионных дефектов при техническом диагностировании газопроводов

И.В. Ряховских1*, А.А. Каверин1, И.Г. Петухов1, А.В. Липовик1, А.А. Селиванов2, А.В. Сахон2

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 2 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, г. Санкт-Петербург, BOX 1255 * E-mail: [email protected]

Ключевые слова: Тезисы. В статье освещены основные результаты исследовательских испытаний приборов неразру- магистральный шающего контроля (НК) применительно к задаче оценки размеров колоний стресс-коррозионных газопровод, трещин на поверхности труб, эксплуатируемых в составе магистральных газопроводов и отлич- стресс- ных по типоразмеру, свойствам и химическому составу. Приведены установленные закономерности коррозионные связей между показаниями приборов, реализующих ультразвуковые, вихретоковые, электропотен- дефекты, циальные методы НК, и фактическими размерами трещин. Достоверность результатов исследова- техническое ний и выводов подтверждена стандартизированными методами оптической электронной микроско- диагностирование, пии и рентгеновской томографии при верификации размеров трещин в местах максимальных пока- приборы, заний приборов. Представлены практические рекомендации по применению приборов НК для оцен- неразрушающий ки глубин стресс-коррозионных трещин, изложены возможности данного подхода к задаче катего- контроль. рирования и отбраковки труб магистрального газопровода.

Для большинства газопроводов, построенных во второй половине прошлого века, характерны образование и постепенное развитие многочисленных эксплуа- тационных повреждений поверхности труб в местах доступа коррозионной среды. Общее число таких повреждений труб может достигать нескольких тысяч на один километр магистрального газопровода (МГ), при этом большинство из них имеют незначительные размеры и не оказывают существенного влияния на работоспособ- ность газопроводов. Общий износ МГ выдвигает на первый план перед газовыми компаниями задачи планирования и рационального распределения финансовых средств на их техничес- кое диагностирование и ремонт. В последние несколько лет особенно востребованы разработки малозатратных технологий ремонта и восстановления несущей способно- сти газопроводов [1, 2]. В частности, ПАО «Газпром» проводятся системные иссле- дования технологии ремонта в трассовых условиях протяженных участков МГ с де- фектами коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) [3]. Суть техноло- гии заключается в возможности продолжения эксплуатации большинства труб с де- фектами КРН, глубина которых не превышает 10 % от толщины стенки трубы [4], а также профилактики их дальнейшего роста за счет применения покрытий , содер- жащих ингибирующие композиции [5]. Важнейшим аспектом данной технологии ре- монта является классификация дефектов по степени опасности на основании резуль- татов приборного контроля труб, что ставит задачи более точной локализации наибо- лее глубоких трещин и достоверной оценки их размеров в колониях трещин КРН ме- тодами неразрушающего контроля (НК) в трассовых условиях. Установленные в нормативной документации ПАО «Газпром» подходы к диаг- ностированию газопроводов в первую очередь направлены на выявление любой тре- щины глубиной более 0,3 мм на поверхности трубы для последующей вырезки де- фектных труб, детального их обследования и ремонта на специализированных заво- дах (базах). Поэтому в настоящее время процесс определения глубины дефектов КРН представляет собой комплекс последовательных операций, заключающихся в лока- лизации дефектной зоны визуальным и измерительным вихретоковым методами НК,

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 5

проявлении дефектов средствами магнитопо- того, исследования направлены на изучение рошковой дефектоскопии, контролируемой конкретного метода НК и не учитывают воз- шлифовки или пропила металла, последующем можного синергетического эффекта комплек- контроле наличия трещин на вышлифованной сирования результатов контроля с примене- поверхности и измерении остаточной толщи- нием различных приборов. ны стенки трубы в образовавшейся выемке или Возможности применения средств НК для глубины пропила. Ввиду того что количество оценки глубины дефектов КРН устанавлива- дефектов КРН может достигать нескольких де- лись с применением 12 портативных приборов сятков на поверхности одной трубы, а их пло- общего назначения, реализующих вихретоко- щадь – трети от общей площади поверхности вый, ультразвуковой и электропотенциальный трубы, данный подход не применим в комп- методы контроля. При вихретоковом контроле лексе с современными технологиями ремон- дефектов КРН использовались дефектоскопы, та труб в трассовых условиях по причинам вы- работающие в частотном диапазоне от 10 кГц сокой трудоемкости и существенных финансо- до 1,5 МГц, с дифференциальными накладны- вых и временны́ х затрат на контролируемую ми вихретоковыми преобразователями (ВТП) вышлифовку металла при оценке глубины тре- трансформаторного типа различных эквива- щин или устранении пропилов. лентных диаметров. Технические средства, Вышесказанное делает актуальным разра- реализующие электропотенциальные методы ботку алгоритмов обработки и способов оцен- НК, были представлены портативными тре- ки результатов НК в трассовых условиях при щиномерами с рабочей частотой тока порядка контроле труб с дефектами КРН, а также раз- 1 кГц и 4-электродными (два токовых и два по- работку методической основы для обеспече- тенциальных электрода) датчиками линейного ния требуемой точности, производительности (1×4) и квадратного (2×2) исполнения. и экономической эффективности технического В ходе ультразвукового контроля в руч- диагностирования при ремонте МГ. ном режиме применяли дефектоскопы, спо- собные оценивать размеры дефекта, запоми- Методика экспериментальной оценки нать и документировать параметры настроек перспектив применения средств НК и результаты контроля, а именно: ультразвуко- для определения глубины дефектов КРН вые дефектоскопы, оборудованные раздельно- Методика эксперимента разработана с учетом совмещенными пьезоэлектрическими преоб- ранее полученных результатов и недостатков разователями, работающими на частоте 5 МГц исследования применимости методов НК при и имеющими функцию регулировки усиления оценке глубин поверхностных трещин в фер- до 85 дБ с дискретностью 1 дБ; ультразвуко- ромагнитных материалах. В российских и за- вой дефектоскоп-томограф c цифровой (вычис- рубежных публикациях [6–13] освещаются ре- лительной) фокусировкой антенной решетки зультаты исследований, посвященных матема- и томографической обработкой данных, поз- тической обработке сигналов от несплошнос- воляющий получать в том числе отображение тей, полученных при вихретоковом контроле образов вертикально ориентированных дефек- стальных образцов, приводятся алгоритмы вы- тов. Для работы с дефектоскопом-томографом деления информативных сигналов и законо- применялась фазированная антенная решетка мерности взаимодействия электропотенциаль- поперечных волн с центральной рабочей час- ных и вихретоковых преобразователей с ис- тотой 7,5 МГц и сектором обзора от 35° до 80°. кусственными дефектами (моделями трещин), С целью экспериментального исследова- параметры которых приближены к параметрам ния возможностей приборов НК из труб, ра- реальных дефектов. Вместе с тем указанные нее эксплуатировавшихся в составе МГ, были исследования не в полной мере применимы вырезаны 60 образцов, содержащих дефекты на практике, так как не учитывают специфи- КРН различной глубины и плотности трещин ки дефектов КРН МГ, связанной с характерны- в колонии. Толщины стенок образцов варьи- ми морфологическими особенностями трещин ровались от 9 до 18,7 мм, что обеспечило учет (извилистой и наклонной траекторией), нерав- основного сортамента труб, входящих в состав номерной плотностью трещин в колониях, на- МГ. Образцы были изготовлены из наиболее личием продуктов коррозии или влаги в поло- подверженных КРН сталей классов прочнос- сти трещины во время проведения НК. Кроме ти Х60…Х70 в широкой номенклатуре марок

№ 2 (44) / 2020 6 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

(09Г2, 09Г2С, 10Г2, 17ГС, 17Г2С, 20Г2), что а позволило учесть различные вариации элект- рофизических свойств и структурных неодно- родностей металла, обусловленных металлур- гическим качеством и технологией изготовле- ния труб [14]. Подготовленные образцы пред- б Ʌɢɧɢɹɩɨɤɨɬɨɪɨɣ ставляли собой прямоугольные фрагменты ɧɟɨɛɯɨɞɢɦɨ трубы размерами от 200×200 до 630×400 мм ɨɫɭɳɟɫɬɜɥɹɬɶ (рис. 1). Разметку под вырезку образцов осу- 200 ɜɵɪɟɡɤɭ ществляли таким образом, чтобы трещина (группа трещин) располагалась в центральной ɌɪɟɳɢɧɵɄɊɇ части образца (см. рис. 1б). Размеры образцов

определялись исходя из размеров выявленных 200 колоний трещин в повреждениях КРН с учетом Ɂɚɩɚɫɦɚɬɟɪɢɚɥɚ исключения краевых эффектов при измерениях ɞɨɨɛɪɚɡɰɚ ɞɥɹɢɫɤɥɸɱɟɧɢɹ от границ образцов. При подготовке образцов ɬɟɪɦɢɱɟɫɤɨɝɨ сохраняли исходное состояние поверхности ɜɥɢɹɧɢɹ металла трубы, в частности механические 15 и коррозионные повреждения. Ƚɪɚɧɢɰɚ Визуализация трещин на поверхности об- ɦɨɞɟɥɶɧɨɝɨ ɨɛɪɚɡɰɚ разцов выполнялась с применением магнито- порошковой дефектоскопии. Предварительно Рис. 1. Общий вид образцов (а), проводилась зачистка наружной поверхности схема вырезки образца из трубы, мм (б) образцов до шероховатости1 поверхности Ra ≤ 10 мкм (Rz ≤ 63 мкм). Для получения более контрастного индикаторного рисунка на конт- ɇɚɩɪɚɜɥɟɧɢɟ ролируемый участок образца наносился слой а Ɍɪɟɳɢɧɵ белой краски методом аэрозольного распы- ɄɊɇ ления. Осмотр контролируемой поверхности проводился в приложенном магнитном поле не ранее чем через 20 с после нанесения маг- нитного индикатора. Намагничивание вы- полнялось с использованием электромагни- та Magnafl ux Y-6. По линиям индикаторного рисунка определялись характеристики разви- Ʌɢɧɢɹ тия дефектов КРН на поверхности образцов, ɦɚɪɲɪɭɬɚ и фиксировались следующие их основные осо- ɫɤɚɧɢɪɨɜɚɧɢɹ бенности: различная плотность трещин в коло- ниях (от 1 до 15 ед./см2), расположение трещин б в колониях относительно друг друга, извилис- тая траектория трещин с признаками объеди- нения коллинеарных трещин, а также наличие в колонии трещин, длины которых отличались в 5 и более раз. Предварительно на образцах размеча- лись маршруты и контрольные точки проведе- ния измерений приборами НК (рис. 2). Точки контроля выбирались в зонах с различной кон- центрацией трещин КРН с учетом результатов

1 Ra – среднеарифметическое отклонение профиля; Рис. 2. Схема (а) и пример (б) образца Rz – наибольшая высота профиля (см. ГОСТ 2789-73. с размеченными маршрутами Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики). и контрольными точками для измерений

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 7

в

20 мм

а б г Рис. 3. Внешний вид шлифов до травления (а) и морфология дефектов КРН в образцах: б ‒ ортогональные трещины; в – плотность трещин в колонии; г ‒ наклонные трещины

предварительного оценочного вихретокового образцов определялись трещины разной глу- контроля, в процессе которого фиксировались бины – от 0,1 до 10 мм: как перпендикуляр- трещины, соответствовавшие максимальным ные вектору максимальных растягивающих показаниям дефектоскопов (см. рис. 2в). напряжений (см. рис. 3в), так и имеющие слож- Всего на образцах были определены бо- ную ветвистую форму с отклонением траекто- лее 100 точек, в каждой из которых проводи- рии развития от нормали к поверхности трубы лось не менее пяти измерений глубины трещин (см. рис. 3г). КРН приборами НК. Совокупность экспери- В целях получения дополнительной ин- ментальных данных составила выборку из бо- формации о типе и характере трещин КРН в ко- лее чем 7600 результатов контрольных замеров лонии, а также их визуализации и изучения глубин трещин в колониях КРН с применением их внутренней структуры в объеме контро- 12 приборов НК. Настройка приборов НК вы- лируемого шлифа проводились расширен- полнялась на контрольных образцах согласно ные исследования шлифов с применением инструкции по их эксплуатации и нормативной промышленного компьютерного томографа документации, регламентирующей проведение GE v|tome|x m 300 (рис. 4). НК соответствующим методом. Точность определения глубины дефекта Фактическая глубина дефекта КРН в каж- КРН приборами НК оценивалась путем ста- дой контрольной точке определялась посредст- тистической обработки результатов измерений вом оптической электронной микроскопии пу- согласно ГОСТ Р 8.736-20112. За оцениваемую тем вырезки, шлифовки и обследования образ- величину, а именно измеренное приборами НК цов размером 20×20 мм (рис. 3). значение глубины дефекта КРН, принималось Металлографические шлифы изготав- среднее арифметическое (h) всех полученных ливались методом горячей запрессовки отдельных измерений: в автоматическом гидравлическом прессе 1 n TOPTECH ML40B с последующей обработ- hh , (1) n ¦ i кой на шлифовально-полировальном станке i 1

TOPTECH P25FRC. Металлографические ис- где hi – i-й результат измерений глубины дефек- следования шлифов выполнялись на метал- та КРН; n – число измерений. лографическом микроскопе Zeiss AxioVert A1 Далее для количественного выражения ка- с анализатором изображения Thixomet при чества проведенного измерения каждым при- увеличениях 100×…1000×. бором НК рассчитывали абсолютную (Δ) и от- Исследования шлифов предполагали по- носительную (δ) погрешности определения лучение и изучение панорамной фотографии глубины дефекта КРН. За истинную величину верхней части образца, определение глуби- ны, морфологии, раскрытия и плотности тре- 2 ГОСТ Р 8.736-2011 Государственная система щин в области контроля (см. рис. 3б). В орто- обеспечения единства измерений (ГСИ). Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов гональной плоскости внешней поверхности измерений. Основные положения.

№ 2 (44) / 2020 8 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

а б в

Рис. 4. Рентгеновская томограмма шлифа: а ‒ трехмерная модель; б – вид трещины в поперечном сечении шлифа; в ‒ вид излома трещины

принималось значение глубины дефекта, опре- до 3 мм. Приемлемые по точности результаты

деленное по результатам металлографии (hи): измерений в пределах δ ± 30 % продемонстри- ровали электропотенциальные трещиномеры  ' hh  ɢ ; (2) для глубин дефектов более 1 мм и ультразвуко- вые дефектоскопы при глубинах дефектов бо- лее 2,5 мм (более 20 % толщины стенки трубы). ' G ˜100 %. (3) Важно отметить, что результаты вихрето-  h кового контроля при измерении глубины тре- щин в колонии КРН могут быть существен- Результаты эксперимента но занижены, в среднем на 30…40 % при дли- Сводная выборка данных о результатах измере- не трещины, соизмеримой с диаметром ВТП

ний глубины всех представленных типов тре- (DВТП) и меньшей. Применительно к электро- щин КРН приборами НК приведена на рис. 5. потенциальным трещиномерам точность де- Линиями на графиках ограничена область фектометрической оценки глубины трещины приемлемых (δ = ±30 %) отклонений резуль- определяется условием ее линейной протяжен- татов измерений от действительного значения, ности. Так, длина измеряемой трещины долж- определенного по результатам металлографи- на в 3 раза и более превышать ее глубину. ческих исследований. Результаты измерений глубин трещин КРН Количественное представление относи- приборами НК разделены на три выборки в за- тельных погрешностей результатов измерений висимости от морфологических особенностей глубины дефектов КРН приборами НК пред- трещин (рис. 7). ставлено на рис. 6. Сводные результаты изме- На основании представленных результа- рений показывают (см. рис. 5 и 6), что в отно- тов исследований установлены зависимости шении ряда диапазонов глубин трещин погреш- достоверности оценки глубины трещин КРН ности средств НК существенно различаются. от плотности их расположения в колониях. При Это объясняется наличием в контрольных точ- линейной аппроксимации значений прослежи- ках измерений неодинаковых по плотности ко- вается однозначная тенденция к возрастанию лоний трещин разной длины, имеющих непра- ошибки измерений при более плотном распо- вильный извилистый профиль. ложении трещин в колонии КРН (рис. 8). Анализ представленных зависимостей Для вихретоковых дефектоскопов суще- (см. рис. 6) показывает, что для дефектов КРН ственное влияние на результат оценки глубины малой глубины (до 1 мм) наиболее точные ре- дефекта КРН оказывает нахождение соседних

зультаты обеспечивают вихретоковые дефекто- трещин на расстоянии, соизмеримом с DВТП, скопы, но с увеличением глубины дефекта КРН и меньшем. Учитывая плотность трещин в ко- точность их показаний снижается. При исполь- лонии дефектов КРН, при оценке их глубины зовании штатных вихретоковых дефектоскопов целесообразно условно разделять ВТП на две

возможно получить приемлемую для практи- группы: DВТП ≤ 3 мм и DВТП > 4 мм. Так, средняя ки погрешность оценки трещин КРН глубиной плотность трещин более 4 ед./см2 приводит

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 9

10 10 10

8 8 8

ɊɟɡɭɥɶɬɚɬɵɇɄɦɦ 6 ɊɟɡɭɥɶɬɚɬɵɇɄɦɦ 6 ɊɟɡɭɥɶɬɚɬɵɇɄɦɦ 6

4 4 4

2 2 2

0 0 0 0246810 0246810 0246810 Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵɦɟɬɚɥɥɨɝɪɚɮɢɢɦɦ Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵɦɟɬɚɥɥɨɝɪɚɮɢɢɦɦ Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵɦɟɬɚɥɥɨɝɪɚɮɢɢɦɦ

аб в Рис. 5. Сводные результаты измерений глубины дефектов КРН приборами НК: а ‒ вихретоковые дефектоскопы; б ‒ электропотенциальные трещиномеры; в ‒ ультразвуковые дефектоскопы

200

į Ⱦɟɮɟɤɬɨɫɤɨɩɵ 150 ɜɢɯɪɟɬɨɤɨɜɵɟ ɷɥɟɤɬɪɨɩɨɬɟɧɰɢɚɥɶɧɵɟ ɭɥɶɬɪɚɡɜɭɤɨɜɵɟ 100

50

0

–50

–100 0123456 ȾɟɣɫɬɜɢɬɟɥɶɧɚɹɝɥɭɛɢɧɚɬɪɟɳɢɧɄɊɇɩɨɪɟɡɭɥɶɬɚɬɚɦɦɟɬɚɥɥɨɝɪɚɮɢɢɦɦ Рис. 6. Относительные погрешности результатов измерений глубины дефектов КРН приборами НК

к росту погрешности оценки глубины трещи- Ультразвуковые дефектоскопы при увели-

ны до 50 % при DВТП ≤ 3 мм и до 65 % при чении плотности трещин в колонии более 2 DВТП > 4. Для электропотенциальных трещино- 3 ед./см в несколько раз завышают результат меров невозможность точного позиционирова- оценки глубины трещин КРН. ния контактов преобразователя над одной тре- Для всех применяемых приборов НК слож- щиной в колонии из-за их высокой плотности ная ветвистая форма трещин с отклонением приводит к увеличению погрешности измере- траектории развития трещины от нормали ний, при этом ошибка может составить при- к поверхности трубы (см. рис. 3г) приводит мерно 40 %. В связи с этим в данных условиях к дополнительному завышению количествен- для измерения глубины трещин целесооб- ной оценки глубины трещин. разно применять электропотенциальный пре- Определены наиболее перспективные образователь квадратного (2×2) исполнения. с практической точки зрения схемы контроля

№ 2 (44) / 2020 10 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

6 4 5

5 4 3 4

ɫɪɟɞɫɬɜɚɦɢɇɄɦɦ 3 3 2 2 2 1 1 1 Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬɚɥɶɧɵɯɢɡɦɟɪɟɧɢɣ 0 0 0 02461 3 5 0123012345 Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵɦɟɬɚɥɥɨɝɪɚɮɢɢɦɦ Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵɦɟɬɚɥɥɨɝɪɚɮɢɢɦɦ Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵɦɟɬɚɥɥɨɝɪɚɮɢɢɦɦ аб в

ɆɟɬɨɞɇɄɜɢɯɪɟɬɨɤɨɜɵɣɷɥɟɤɬɪɨɩɨɬɟɧɰɢɚɥɶɧɵɣɭɥɶɬɪɚɡɜɭɤɨɜɨɣ

Рис. 7. Сводные данные о результатах измерений глубины трещин КРН по группам трещин: а ‒ ортогональные трещины плотностью от 1 до 3 ед./см2; б ‒ ортогональные трещины плотностью более 4 ед./см2; в ‒ разветвленные и наклонные трещины

140

į Ⱦɟɮɟɤɬɨɫɤɨɩɵ 120 ɜɢɯɪɟɬɨɤɨɜɵɟ ɷɥɟɤɬɪɨɩɨɬɟɧɰɢɚɥɶɧɵɟ 100 ɭɥɶɬɪɚɡɜɭɤɨɜɵɟ

80

60

40

20

0 12345678 ɉɥɨɬɧɨɫɬɶɞɟɮɟɤɬɨɜɄɊɇɜɤɨɥɨɧɢɢɟɞɫɦ2 Рис. 8. Зависимость относительной погрешности результатов измерений глубины дефектов КРН от плотности трещин КРН в колонии

дефектов КРН ультразвуковыми приборами, при поиске образов вершин трещин намечены а именно: составляющие для разработки методики изме- • дифракция поперечных волн на трещи- рений глубины дефектов КРН. не с использованием раздельно-совмещенного С учетом удобства практического примене- преобразователя; ния наиболее приемлемыми в трассовых усло- • эхо-импульсная томография с помощью виях являются приборы, реализующие вихре- ультразвукового дефектоскопа с цифровой фо- токовый метод НК. Вихретоковый контроль це- кусировкой апертуры антенной решетки. лесообразно применять в качестве поискового, На основании результатов исследований а также при первичной оценке глубины КРН. возможностей названных ультразвуковых спо- При сопоставимых уровнях погрешностей при- собов контроля, их ограничений, особенностей менение электропотенциальных трещиномеров

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 11

Погрешности результатов измерений приборами НК для ряда диапазонов фактических глубин трещин, % Вихретоковый метод НК Электрический Диапазон глубин D > 4 мм D ≤ 3 мм (электропотенциальный) метод НК трещин КРН, мм ВТП ВТП ‒δ +δ‒δ+δ‒δ +δ ≤ 0,5 66 184 41 65 100 210 > 0,5…1,0 77 239 37 63 70 24 > 1,0…1,5 63 60 48 38 35 37 > 1,5…2,0 60 65 46 55 41 41 > 2,0…2,5 52 65 48 17 18 7 > 2,5…3,0 54 62 44 47 35 37

менее предпочтительно по сравнению с вихре- На рис. 9 показаны возможности приме- токовыми дефектоскопами в связи с большими нения данного подхода к задаче категорирова- трудоемкостью и стоимостью подготовитель- ния и отбраковки труб наружным диаметром ных и технологических операций НК, которые 1420 мм, имеющих стенку толщиной 15,7 мм, требуют дополнительной зачистки поверхнос- с повреждениями КРН, глубина которых сос- ти над дефектом до металлического блеска. тавляет 10 % от толщины стенки трубы, с уче- При оценке глубины выявленной трещи- том приборных погрешностей (см. таблицу). ны большое значение имеет погрешность ре- Повреждения КРН оценочной глубиной зультатов измерений в определенных диапа- до 1,1 мм по показаниям вихретокового дефек-

зонах. Путем сравнения измеренных прибора- тоскопа при DВТП ≤ 3 мм относят к допусти- ми НК значений глубины дефектов КРН с ре- мым (менее 10 % от толщины стенки трубы), зультатами металлографических исследова- а оценочной глубиной более 2,8 мм – к недо- ний установлены погрешности измерений для пустимым (более 10 % от толщины стенки тру- ряда диапазонов фактических глубин трещин бы). Повреждения КРН оценочной глубиной (таблица). 1,1…2,8 мм включительно по показаниям вих-

ретокового дефектоскопа при DВТП ≤ 3 мм отно- Практические рекомендации сят к граничным. Статистическая доля дефек- Полученные результаты исследований позво- тов КРН в данном диапазоне глубин в среднем ляют разработать практические рекоменда- составляет 18 %, и оценку глубины для таких ции к технологиям контроля труб, определить дефектов выполняют методом контролируемой оптимальные области применения различных шлифовки. приборов НК при оценке глубины дефектов Статистический анализ данных о поврежде- КРН в процессе категорирования и отбраковки ниях КРН, выявленных методами НК в процес- труб с дефектами КРН. се капитального ремонта МГ ПАО «Газпром», С учетом высокой производительности показывает, что примерно в 80 случаях из ста вихретокового метода контроля относитель- глубина дефектов КРН не превышает 10 % но электропотенциального при оценке дефек- от толщины стенки трубы [2]. При этом смет- тов КРН глубиной до 10 % от толщины стен- ная стоимость работ по вышлифовке поверх- ки трубы целесообразно применять первый ме- ности металла труб с последующим контролем тод в комбинации с различными диаметрами может в несколько раз превышать стоимость ВТП. В этом случае технология поиска и пред- операций по выявлению дефектов КРН и опре- варительной оценки глубины дефектов КРН делению их размеров исключительно средства- должна предполагать 100%-ный вихретоко- ми НК. Исходя из реальных статистических вый контроль всей поверхности контролируе- данных о МГ с повреждениями КРН иннова-

мого участка с использованием DВТП >> 4 мм. ционная технология ремонта труб в трассовых Далее для ряда дефектов КРН в определенном условиях с применением покрытий, содержа- диапазоне глубин результат измерений может щих ингибирующие КРН композиции, и реали- быть уточнен методом вихретокового контроля зация предложенного подхода к НК в процессе с применением ВТП «карандашного типа» категорирования и отбраковки труб с дефекта-

(DВТП ≤ 3 мм) или способом контролируемой ми КРН позволят снизить объемы работ, обес- шлифовки. печивающих контролируемую шлифовку труб,

№ 2 (44) / 2020 12 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

300

200 ɗɥɟɤɬɪɨɩɨɬɟɧɰɢɚɥɶɧɵɟ ɬɪɟɳɢɧɨɦɟɪɵ

100

D > 4 D ” 3 ȼɌɉ ȼɌɉ 1,57 Ƚɥɭɛɢɧɚɞɟɮɟɤɬɚɦɦ 0 1 22345 DȼɌɉ ” 3 DȼɌɉ > 4 Ⱦɨɩɭɫɬɢɦɚɹɩɨɝɪɟɲɧɨɫɬɶɢɡɦɟɪɟɧɢɹ

–100 Рис. 9. Области применения приборов НК при отбраковке стальных (класс X70) труб диаметром 1420 мм (толщина стенки трубы – 15,7 мм) [5]

в 4 раза. Сравнительный технико-экономичес- в колонии: +δ = 65 %, –δ = 40 % при макси- кий анализ традиционной технологии опреде- мальной глубине трещины до 1 мм; ±δ = 50 % ления размеров дефектов КРН и разработанно- для трещин максимальной глубиной 1…3 мм го способа НК показывает потенциал 70%-ного (см. таблицу). Электропотенциальные трещи- сокращения финансовых затрат на техничес- номеры обеспечивают в среднем ±δ = 40 % кую диагностику в процессе категорирования для глубин коррозионных трещин свыше 1 мм, и отбраковки труб при рассматриваемом уров- однако являются менее предпочтительными не дефектности МГ. по сравнению с вихретоковыми дефектоскопа- ми с точки зрения применения в трассовых ус- *** ловиях из-за трудоемкого комплекса подготови- Результаты исследовательских испыта- тельных операций и могут быть рекомендова- ний приборов, реализующих вихретоковый, ны для выборочной проверки результатов НК. электропотенциальный и ультразвуковой ме- Результаты исследований позволят разра- тоды НК, продемонстрировали возможности ботать методику ранжирования выявленных и перспективы представленного оборудования дефектов КРН, сочетающую в себе высокую при оценке глубины дефектов КРН. производительность технологических опера- Определено влияние параметров тре- ций дефектоскопии, достаточную чувстви- щин КРН, характеризующихся различны- тельность и достоверность оценки при опре- ми плотностью, глубиной, раскрытием и про- делении условных параметров дефектов КРН. странственной ориентацией по толщине стен- Данный подход обеспечит оптимизацию ки трубы, на оценку их глубин приборами объемов НК и минимизацию затрат на контро- НК. При дефектометрии трещин КРН с высо- лируемую шлифовку труб в процессе их ка- кой плотностью (> 4 ед./см2) в колонии суще- тегорирования и отбраковки в ходе капиталь- ственно возрастает погрешность измерений. ного ремонта МГ. При этом детальный анализ Для вихретоковых дефектоскопов ошибка мо- данных ультразвуковых дефектоскопов с уче- жет составить примерно 65 %, для электропо- том особенностей схем контроля и влияния тенциальных трещиномеров – примерно 40 %. толщин стенок образцов выходит за рамки Установлены предельные погрешности из- настоящей статьи и требует отдельного рас- мерений глубины дефектов КРН приборами смотрения. НК для ряда диапазонов фактических глубин Полученные результаты также представ- трещин в колонии, подтвержденные методами ляют практическое значение в отношении ав- оптической электронной микроскопии и рент- томатизации процесса технического диагнос- геновской томографии. Вихретоковые дефек- тирования и категорирования труб с примене-

тоскопы с DВТП ≤ 3 мм обеспечивают наибо- нием диагностических комплексов при трассо- лее точные результаты оценки глубины трещин вом ремонте протяженных участков МГ.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 13

Список литературы 1. Филатов А.А. Особенности технологии 8. Janousek L. Decline in ambiguity of partially капитального ремонта газопроводов conductive cracks’ depth evaluation from eddy на современном этапе / А.А. Филатов, current testing signals / L. Janousek, M. Smetana, И.И. Велиюлин, А.Д. Лазарев и др. // Газовая M. Alman // Int. J. Appl. Electromagnet. Mech. – промышленность. – 2017. – № 12. – С. 90–94. 2012. – T. 39. – C. 329–334. 2. Кантюков Р.А. Устройства для ремонта 9. Chi B.B. Manufacturing of representative axial локальных дефектов / Р.А. Кантюков, stress corrosion cracks in tube specimens for eddy Н.М. Якупов, И.М. Тамеев и др. // Газовая current testing / Bum Bahn Chi, S. Bakhtiari, промышленность. – 2015. – № 2. – С. 60–63. J. Park, et al. // Nuclear Engineering and Design. – 2013. – T. 256. – C. 38–44. 3. Алимов С.В. Концепция диагностирования и ремонта магистральных газопроводов 10. Li P. Sensitivity boost of rosette eddy current в регионах с высокой предрасположенностью array sensor for quantitative monitoring crack / к стресс-коррозии / С.В. Алимов, Peiyuan Li, Li Cheng, Yuting He, et al. // Sensors А.Б. Арабей, И.В. Ряховских и др. // Газовая and Actuators A: Physical. – 2016. – T. 246. – промышленность. – 2015. – № S2 (724). – C. 129–139. С. 10–15. 11. Nafi ah F. Quantitative evaluation of crack depths 4. Арабей А.Б. Технология ремонта and angles for pulsed eddy current non-destructive магистральных газопроводов, подверженных testing / F. Nafi ah, A. Sophian, M.R. Khan, et al. // коррозионному растрескиванию NDT and E International. – 2019. – Т. 102. – под напряжением / А.Б. Арабей, С. 180–188. – DOI: https://doi.org/10.1016/ И.В. Ряховских, А.В. Мельникова и др. // Наука j.ndteint.2018.11.019. и техника в газовой промышленности. – 2017. – 12. Li P. A novel frequency-band-selecting pulsed № 3 (71). – C. 3–16. eddy current testing method for the detection 5. Пат. RU 2639599 C2. Способ отбраковки of a certain depth range of defects / Peng и ремонта труб подземных трубопроводов / Li, Shejuan Xie, Kedian Wang, et al. // NDT С.В. Нефедов, И.В. Ряховских, Р.И. Богданов and E International. – 2019. – T. 107. – № 102154. и др.; заявка № 2016123908 от 15.06.2016; 13. Xie S. Features extraction and discussion опубл. 21.12.2017. in a novel frequency-band-selecting pulsed eddy 6. Шкатов П.Н. Исследование возможности current testing method for the detection of a certain измерения электропотенциальным методом depth range of defects / S Xie, L. Zhang, Y. Zhao, глубины поверхностной трещины в зоне et al. // NDT and E International. – 2020. – сетки трещин / П.Н. Шкатов, И.О. Лисицина // T. 111. – № 102211. – DOI: https://doi.org/ Приборы. – 2016. – № 5. – С. 14–22. 10.1016/j.ndteint.2019.102211. 7. Шкатов П.Н. Исследование возможности 14. Арабей А.Б. Влияние особенностей ослабления влияния соседней трещины технологии производства труб на стойкость на вихретоковый сигнал накладного к коррозионному растрескиванию под вихретокового преобразователя / П.Н. Шкатов, напряжением / А.Б. Арабей, Т.С. Есиев, И.О. Лисицина // Фундаментальные И.В. Ряховских и др. // Газовая и прикладные проблемы техники промышленность. – 2012. – № 2 (673). – и технологии. – 2016. – № 5 (319). – С. 130–135. С. 52–54.

Assessment of dimensions for stress-corrosion cracks during technical diagnosis of gas pipelines

I.V. Ryakhovskikh1*, A.A. Kaverin1, I.G. Petukhov1, A.V. Lipovik1, A.A. Selivanov2, A.V. Sakhon2

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation 2 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. This article highlights experimental examination of the instruments for nondestructive testing (NDT) in respect to their applicability for assessing dimensions of the stress-corrosion cracks families located upon the tubes incorporated into working gas mains. The tested tubes were distinct in sizes, properties and chemical compositions. Authors present the derived dependencies between the indications of the supersonic, eddy current, or electropotential fl ow detectors and the factual sizes of cracks. Authenticity of study results and conclusions were testifi ed using standard methods of optical electron microscopy and X-ray tomography during verifi cation

№ 2 (44) / 2020 14 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

of cracks dimensions in the points where the NDT instruments showed maximal indications. There are also practical recommendations on the application of the NDT instruments for assessing depths of stress-corrosion fl aws and possibility to use this technology for categorization and rejection of tubes being parts of the trunk gas pipelines.

Keywords: trunk gas pipeline, stress-corrosion defects, technical diagnostics, nondestructive testing.

References 1. FILATOV, A.A., I.I. VELIYULIN, A.D. LAZAREV, et al. Features of technology of overhaul repair of gas pipelines at the present stage [Osobennosti tekhnologii kapitalnogo remonta gazoprovodov na sovremennom etape]. Gazovaya Promyshlennost, 2017, no. 12, pp. 90–94. ISSN 0016-5581. (Russ.). 2. KANTYUKOV, R.A., N.M. YAKUPOV, I.M. TAMEYEV, et al. Devices for remedying local defects [Ustroystva dlya remonta lokalnykh defektov]. Gazovaya Promyshlennost, 2015, no. 2, pp. 60–63. ISSN 0016-5581. (Russ.). 3. ALIMOV, S.V., A.B. ARABEY, I.V. RYAKHOVSKIKH, et al. Concept for diagnosing and repairing gas mains in regions prone to stress corrosion [Kontseptsiya diagnostirovaniya i remonta magistralnykh gazoprovodov v regionakh s vysokoy predraspolozhennostyu k stress-korrosii]. Gazovaya Promyshlennost, 2015, no. S2 (724), pp. 10–15. ISSN 0016-5581. (Russ.). 4. ARABEY, A.B., I.V. RYAKHOVSKIKH, A.V. MELNIKOVA, et al. Technique for repairing trunk gas pipelines subject to stress corrosion [Tekhnologiya remonta magistralnykh gazoprovodov, podverzhennykh korrozionnomy rastreskivaniyu pod napryazheniyem]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2017, no. 3(71), pp. 3–16. ISSN 2070-6820. (Russ.). 5. GAZPROM VNIIGAZ LLC. Method of rejection and repair of underground pipelines [Sposob otbrakovki i remonta trub podzemnykh truboprovodov]. Inventors: S.V. NEFEDOV, I.V. RYAKHOVSKIKH, R.I. BOGDANOV, et al. Appl.: 15 June 2016, no. 2016123908; publ.: 21 December 2017. RU 2639599 C2. (Russ.). 6. SHKATOV, P.N., I.O. LISITSINA. Study into the feasibility of electropotential measurements of a skin crack within an alligatoring zone [Issledovaniye vozmozhnosti izmereniya elektropotentsialnym metodom glubiny poverkhnostnoy treshchiny v zone setki treshchin]. Pribory, 2016, no. 5, pp. 14–22. ISSN 2071-7865. (Russ.). 7. SHKATOV, P.N., I.O. LISITSINA. Study into the feasibility to decrease the effect of a nearby crack upon an eddy- current signal of an attachable eddy-current converter [Issledovaniye vozmozhnosti oslableniya vliyaniya sosedney treshchiny na vikhretokovyy signal nakladnogo vikhretokovogo preobrazovatelya]. Fundamentalnyye i Prikladnyye Problemy Tekhniki i Tekhnologii, 2016, no. 5 (319), pp. 130–135. ISSN 2073-7408. (Russ.). 8. JANOUSEK, L., M. SMETANA, M. ALMAN. Decline in ambiguity of partially conductive cracks’ depth evaluation from eddy current testing signals. Int. J. Appl. Electromagnet. Mech, 2012, vol. 39, pp. 329–334. ISSN 0021-8928. (Russ.). 9. CHI, B.B., S. BAKHTIARI, J. PARK, et al. Manufacturing of representative axial stress corrosion cracks in tube specimens for eddy current testing. Nuclear Engineering and Design, 2013, vol. 256, pp. 38–44. ISSN 0029-5493. 10. LI, P., L. CHENG, Y. HE, et al. Sensitivity boost of rosette eddy current array sensor for quantitative monitoring crack. Sensors and Actuators A: Physical. – 2016. – T. 246. – C. 129–139. ISSN 0924-4247. 11. NAFIAH, F., A. SOPHIAN, M.R. KHAN, et al. Quantitative evaluation of crack depths and angles for pulsed eddy current non-destructive testing. NDT and E International, 2019, vol. 102, pp. 180–188. ISSN 0963-8695. DOI: https://doi.org/10.1016/j.ndteint.2018.11.019. 12. LI, P., S. XIE, K. WANG, et al. A novel frequency-band-selecting pulsed eddy current testing method for the detection of a certain depth range of defects. NDT and E International, 2019, vol. 107, no. 102154. ISSN 0963-8695. 13. XIE, S., L. ZHANG, Y. ZHAO, et al. Features extraction and discussion in a novel frequency-band-selecting pulsed eddy current testing method for the detection of a certain depth range of defects. NDT and E International, 2020, vol. 111, no. 102211. DOI: https://doi.org/10.1016/j.ndteint.2019.102211. 14. ARABEY, A.B., T.S. YESIYEV, I.V. RYAKHOVSKIKH, et al. Effect of tube production technologies upon their stress-corrosion resistance [Vliyaniye osobennostey tekhnologii proizvodstva trub na stoikost k korrozionnomy rastreskivaniyu pod napryazheniyem]. Gazovaya Promyshlennost, 2012, no. 2 (673), pp. 52–54. ISSN 0016-5581. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 15

УДК 622.691.4:681.518.5 Опыт эксплуатации комплексной системы мониторинга технического состояния компрессорной станции

М.М. Адмакин1*, М.Г. Полетаев1, С.В. Романов2, Д.М. Ляпичев1,3, В.В. Кольцова1

1 АО «Газпром оргэнергогаз», Российская Федерация, 115304, г. Москва, ул. Луганская, д. 11 2 ООО «Газпром трансгаз Казань», Российская Федерация, 420073, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Аделя Кутуя, д. 41 3 РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, корп. 1

Тезисы. Технологии автоматизированного мониторинга технического состояния являются перспек- Ключевые слова: тивным средством повышения уровня надежности и безопасности газотранспортных систем, что система достигается благодаря переходу от периодического к непрерывному контролю, исключению чело- мониторинга, веческого фактора, прогнозированию срока безопасной эксплуатации объекта по фактическому техническое техническому состоянию. диагностирование, До настоящего времени методология применения систем мониторинга не стандартизирова- напряженно- на и не унифицирована, что обусловливает необходимость проведения комплекса исследований деформированное в области проектирования, разработки, внедрения и эксплуатации таких систем. В статье проанали- состояние, зирован опыт эксплуатации одной из внедренных систем мониторинга. Описана структура системы. волоконно- Рассмотрены результаты работы отдельных измерительных подсистем. Озвучены проблемные воп- оптические датчики, росы, способы их решения и перспективы развития. спутниковое позиционирование, обработка данных. Внедрение технологий автоматизированного мониторинга технического состоя- ния трубопроводов, технических устройств, фундаментов зданий и сооружений – перспективный путь повышения уровня надежности и безопасности газотранспорт- ных систем [1, 2]. Кроме того, постоянное ускорение темпов цифровизации всех от- раслей мировой промышленности обусловливает острую необходимость разработ- ки и внедрения отечественных технологий в области создания и применения цифро- вых двойников нефтегазовых объектов, что возможно только при достижении полно- ты и достоверности информации о текущем состоянии объектов, а также оператив- ности ее получения. Вместе с тем внедрение автоматизированных систем мониторинга технического состояния трубопроводов, технических устройств, фундаментов, зданий и сооруже- ний (далее – систем мониторинга) на объектах газовой промышленности требует совершенствования существующей нормативной и методологической базы в области технического диагностирования. Несмотря на значительное количество различных систем мониторинга параметров технического состояния, эксплуатируемых в соста- ве газотранспортных систем, до настоящего времени методология их применения не до конца разработана, что обусловливает необходимость проведения комплекса исследований в области разработки, проектирования, пуско-наладки, эксплуатации и ремонтно-технического обслуживания таких средств контроля. В рамках комплекса исследований проанализирован опыт эксплуатации ком- плексной системы мониторинга, разработанной совместно ведущими отечественны- ми научными организациями и производственными предприятиями (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, КНИТУ, АО «Газпром оргэнергогаз», ООО «Газэнерго- экспертиза» и др.).

Объект и методы исследования Комплексная система мониторинга является автоматизированной системой 4-го по- коления, имеет независимую двухуровневую модульную структуру: верхний уровень представлен программно-аппаратным комплексом, реализующим сбор, обработку,

№ 2 (44) / 2020 16 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

анализ и отображение данных посредством че- изменялся штатно в соответствии с заданиями ловеко-машинного интерфейса; нижний уро- производственно-диспетчерских служб. Также вень содержит набор измерительных подсистем. не зафиксированы отказы программного обес- Комплексная система мониторинга имеет печения и оборудования системы мониторин- адаптивную структуру, построение которой га. Таким образом, были обеспечены непре- осуществляется применительно к конкретному рывный контроль и мониторинг параметров объекту мониторинга. В данном случае в со- технического состояния, а также накопление став нижнего уровня системы мониторинга необходимого для анализа массива данных. включены следующие подсистемы: Накопленный массив данных анализировался • измерения координат надземных трубо- с применением общепризнанных методов ста- проводов, оборудования зданий и сооружений тистического и регрессионного анализа. на базе роботизированного тахеометра и отра- жающих элементов; Результаты наблюдений • измерения координат надземных трубо- Подсистема контроля деформации под- проводов, оборудования зданий и сооружений земных трубопроводов. За анализируемый на базе глобальной навигационной спутнико- период деформации подземных трубопрово- вой системы позиционирования; дов находились в рамках допустимых значе- • контроля углов наклона несущих конст- ний, соответствующих проектным нагрузкам рукций укрытий газоперекачивающих агрега- и воздействиям на трубопроводы. тов (ГПА) на базе волоконно-оптических ин- Для оценки достоверности информации, клинометров; получаемой от измерительной подсистемы, • контроля деформации подземных трубо- осуществлялось сравнение значений кольце- проводов на базе волоконно-оптических датчи- вых напряжений металла труб, определенных ков деформации. по измеренным деформациям и рассчитанных На основании предварительной оценки по «котельной» формуле по данным автома- возможной динамики изменения диагности- тизированной системы управления технологи- ческих параметров определены нижние поро- ческими процессами (АСУ ТП). ги частоты измерений для каждой подсистемы, Расхождение значений за период наблю- после чего реализован график замеров с час- дений не превысило 5 %, что свидетельствует тотой, на порядок превосходящей пороговую. о стабильной и качественной работе измери- Частота измерения координат точек монито- тельной подсистемы. На рис. 1 и 2 показаны ринга составила одно измерение раз в 4 ч для графики изменения кольцевых напряжений, подсистемы на базе роботизированного тахео- на рис. 1 также приведен расчетный уровень метра, три измерения в час для подсистемы напряжений по «котельной» формуле, рассчи- контроля углов наклона, одно измерение в ми- танный на основе данных о давлении АСУ ТП. нуту для подсистемы контроля деформаций. За весь период измерений были выявлены ко- Обработка и анализ данных, получаемых лебания кольцевых и продольных напряже- измерительными подсистемами, а также оцен- ний с малой амплитудой на рабочих режимах, ка параметров, характеризующих техническое а также зафиксированы падения уровня напря- состояние объекта, осуществляется на базе жений вследствие остановки цеха (см. рис. 2). разработанной центральной многопараметри- Подсистема измерения координат над- ческой математической модели (ЦМММ) [3]. земных трубопроводов, оборудования зда- Единая численная математическая модель ний и сооружений осуществляла мониторинг трубопроводной обвязки реализована мето- координат точек зданий, сооружений и трубо- дом конечных элементов в балочно-трубной проводов (рис. 3) методом лазерной дальномет- постановке, а единая численная математичес- рии с помощью роботизированного тахеомет- кая модель укрытия ГПА – в балочно-рамной ра, установленного в специально разработан- постановке. ном климатическом шкафу, обеспечивающем Работа системы анализировалась за весь измерения во всем диапазоне температур эксп- период ее эксплуатации – с февраля 2019 г. луатации объекта мониторинга. Результаты по настоящее время. В рассматриваемом перио- измерений за весь анализируемый период де инцидентов и аварийных отказов на объекте показывают, что координаты точек монито- мониторинга не было, режим работы объекта ринга не выходили за пределы допустимого

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 17

180

160

140

120

100

80 ɄɨɥɶɰɟɜɨɟɧɚɩɪɹɠɟɧɢɟɆɉɚ 60

40 ɪɚɫɱɟɬ 20 ɡɚɦɟɪɵ 0 24.06.2019 25.06.2019 26.06.2019 27.06.2019 28.06.2019 Ⱦɚɬɚɫɧɹɬɢɹɩɨɤɚɡɚɧɢɣ Рис. 1. Расчетный и измеренный графики изменения кольцевых напряжений в период с 24.06.2019 по 28.06.2019

200 180 160 140 120 100 80

ɂɡɦɟɪɟɧɧɨɟɧɚɩɪɹɠɟɧɢɟɆɉɚ 60 40 20 0 24.02.2019 15.04.2019 04.06.2019 24.07.2019 12.09.2019 Ⱦɚɬɚɫɧɹɬɢɹɩɨɤɚɡɚɧɢɣ Рис. 2. График изменения кольцевых напряжений в период с 01.03.2019 по 16.09.2019

диапазона, определенного по результатам мо- перемещений точки 1.1 в течение года (рис. 5). делирования объекта на основании действую- В весенний период данная точка на обвязке щих нормативных документов. движется вверх, что обусловлено температур- Наглядно иллюстрируют возможности дан- ным расширением трубопроводов и подвиж- ной подсистемы результаты оценки перемеще- ками грунта. Осенью 2018 г. положение точки ния точки 1.1, расположенной на обвязке ГПА. нестабильно вследствие проводимых на стан- На рис. 4 приведены графики перемещений ции земляных работ в непосредственной бли- данной точки, замеренных в течение длитель- зости от наблюдаемой обвязки. ного периода (свыше 6 месяцев). Видно, что Отдельно стоит отметить выявленные су-

все компоненты перемещений ux, uy, uz (орто- точные колебания показаний ( рис. 6, 7). Система гональные проекции точки на оси системы стабильно фиксирует некоторые суточные ко- координат) переменны во времени, при этом лебания перемещений, причем как в 2018 г., амплитуда перемещений не превышает 0,03 м. так и год спустя – в 2019 г. Причинами по- Отдельного внимания заслуживает за- добных колебаний являются изменения днев- фиксированное изменение вертикальных ной и ночной температур и технологические

№ 2 (44) / 2020 18 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

1.6 1.5

1.4 1.12

1.11 1.3 1.10 1.9

1.2 1.8 1.7

1.1 Рис. 3. Схема расположения точек мониторинга

0,03

ux u 0,02 y uz

0,01

0 Ʉɨɦɩɨɧɟɧɬɚɩɟɪɟɦɟɳɟɧɢɣɦ –0,01

–0,02

–0,03 24.02.2019 26.03.2019 25.04.2019 25.05.2019 24.06.2019 24.07.2019 23.08.2019 22.09.2019 Ⱦɚɬɚɫɧɹɬɢɹɩɨɤɚɡɚɧɢɣ

Рис. 4. Пример графиков изменения во времени компонент перемещений точки мониторинга 1.1 (см. рис. 3) на длительном интервале наблюдений

факторы, которые требуют дополнительного Обсуждение результатов изучения. Анализ практики эксплуатации показывает, что Подсистема контроля углов наклона рассматриваемая система мониторинга позво- несущих конструкций укрытий ГПА. ляет фиксировать диагностические параметры На рис. 8 представлен график изменени я углов, в режиме реального времени, а также выполнять измеренных одним из инклинометров, уста- их оценку несколькими способами (детерминис- новленных на колонне укрытия ГПА длиной тическим моделированием с использованием ве- 13 м. В соответствии с нормативной докумен- роятностных и статистических методов и т.д.). тацией отклонение от вертикального положе- Преимуществом рассматриваемой сис- ния для колонны данной длины не должно пре- темы служит реализованный алгоритм обра- вышать 0,052°. Результаты измерений показа- ботки данных, который предполагает примене- ли, что выявленные отклонения не превышают ние измеренных параметров в качестве гранич- допускаемых, колонна укрытия ГПА-2 не ис- ных условий системы дифференциальных урав- пытывает предельных нагрузок. нений и дальнейшее ее решение численными

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 19

30 ɦɦ z u 20

10

0

–10

–20

–30 ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɢɡɦɟɪɟɧɢɣ ɫɪɟɞɧɟɟɡɧɚɱɟɧɢɟ –40 18.08.2018 07.10.2018 26.11.2018 15.01.2019 06.03.2019 25.04.2019 14.06.2019 03.08.2019 22.09.2019 Ⱦɚɬɚɫɧɹɬɢɹɩɨɤɚɡɚɧɢɣ Рис. 5. Вертикальные перемещения точки 1.1 (см. рис. 3) и результат их аппроксимации на длительном интервале наблюдения

15 ɦɦ z u

10

5

0

–5

–10 03.09.2018 04.09.2018 05.09.2018 06.09.2018 07.09.2018 08.09.2018 Ⱦɚɬɚɫɧɹɬɢɹɩɨɤɚɡɚɧɢɣ

Рис. 6. Вертикальные перемещения точки мониторинга 1.1 за 5-дневный интервал в сентябре 2018 г.

методами. Следует отметить, что такой подход Тем не менее результаты анализа полученных используется при создании цифровых двойни- данных показывают, что применение класса ков объектов. Это позволяет утверждать: указан- моделей, предполагающих «обучение с учите- ная система является одной из первых промыш- лем», затруднено, так как объекты мониторинга ленных реализаций данной технологии на оте- не могут быть намеренно приведены в предава- чественных объектах нефтегазового комплекса. рийное или аварийное состояния, а вероятность При эксплуатации систем мониторинга непреднамеренного перехода в предельные сос- в штатном режиме накапливается значитель- тояния слишком низка для практического обу- ный объем данных, для обработки которого чения таких моделей. необходимы современные алгоритмы интеллек- Данная техническая проблема может быть туального анализа данных (англ. data mining). решена путем моделирования аварийных

№ 2 (44) / 2020 20 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

15 ɦɦ z u 10

5

0

–5

–10

–15

–20 05.09.2019 06.09.2019 07.09.2019 08.09.2019 09.09.2019 10.09.2019 Ⱦɚɬɚɫɧɹɬɢɹɩɨɤɚɡɚɧɢɣ

Рис. 7. Вертикальные перемещения точки 1.1 за 5-дневный интервал в сентябре 2019 г.

0,30

0,25

ɍɝɨɥɧɚɤɥɨɧɚɝɪɚɞ 0,20

0,15

0,10

0,05 30.12.2018 04.01.2019 09.01.2019 14.01.2019 19.01.2019 Ⱦɚɬɚɫɧɹɬɢɹɩɨɤɚɡɚɧɢɣ

Рис. 8. Изменение угла наклона колонны укрытия ГПА-2 за 3-недельный интервал наблюдений (измерения инклинометром)

сценариев с помощью цифрового двойни- потенциально влияющих на техническое сос- ка, что позволит получить расчетные показа- тояние зданий, сооружений и технических ния диагностических параметров, которые мо- устройств, что требует проведения дальней- гут быть использованы в качестве обучающих ших исследований в области оценки факти- примеров. ческих характеристик прочности длительно Также результаты измерений показали на- эксплуатируемых конструкций нефтегазовых личие комплекса нестационарных процессов, объектов.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 21

Список литературы 1. Будзуляк Б.В. Техническое диагностирование 3. Житомирский Б.Л. Применение комплексного оборудования и трубопроводов объектов подхода к разработке автоматизированных нефтегазового комплекса с применением систем мониторинга технического состояния инновационных технологий / Б.В. Будзуляк, трубопроводов и оборудования компрессорных А.С. Лопатин, Д.М. Ляпичев // Автоматизация, станций / Б.Л. Житомирский, Д.М. Ляпичев, телемеханизация и связь в нефтяной М.М. Адмакин и др. // Автоматизация, промышленности. – 2019. – № 11. – С. 21–26. телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2018. – № 12. – С. 30–33. 2. Будзуляк Б.В. Автоматизированная система мониторинга напряженно-деформированного состояния критических участков трубопроводных систем / Б.В. Будзуляк, И.А. Гольдзон, А.П. Завьялов и др. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2018. – № 10. – С. 12–16.

Practices in operating a complex system for monitoring technical status of compressor plants

M.M. Admakin1*, M.G. Poletayev1, S.V. Romanov2, D.M. Lyapichev1,3, V.V. Koltsova1

1 Gazprom Orgenergogaz JSC, Bld. 11, Luganskaya street, Moscow, 115304, Russian Federation 2 Gazprom Transgaz Kazan, Bld. 41, Adelya Kutuya street, Kazan, Republic of Tatarstan, 420073, Russian Federation 3 Gubkin University, Bld. 1, Est. 65, Leninskiy prospect, Moscow, 119991, Russian Federation

Abstract. Techniques aimed at automated monitoring of the technical status of equipment are the promising means of reliability and safety improvement for gas transportation systems. Such advantages could be achieved through conversion from the periodical control to the continuous one, exclusion of the human factor, and prediction of the safe operation time for a facility according to its factual technical status. Up to now, an application concept for monitoring systems has not been standardized and unifi ed yet. That is why it is necessary to carry out the complex studies on design, working out, implementation and operation of the named systems. This article examines work of an implemented monitoring system. Authors describe a structure of the system, and the results of work of the individual measuring subsystems. They also reveal the bottleneck issues, the ways to settle them, and the outlooks for further development.

Keywords: monitoring system, technical diagnostics, stress-strain behavior, optical fi ber sensor, satellite-based positioning, data processing.

References 1. BUDZULYAK, B.V., A.S. LOPATIN, D.M. LYAPICHEV. Technical diagnostics of equipment and pipelines at oil-gas facilities using innovative technologies [Tekhnicheskoye diagnostirovaniye oborudovaniya i truboprovodov obyektov neftegazovogo kompleksa s primeneniyem innovatsionnykh tekhnologiy]. Avtomatizatsiya, Telemekhanizatsiya i Svyaz v Neftyanoy Promyshlennosti, 2019, no. 11, pp. 21–26. ISSN 0132-2222. (Russ.). 2. BUDZULYAK, B.V., I.A. GOLDZON, A.P. ZAVYALOV, et al. Automated system for stress-strain behavior monitoring at safety-critical sections of pipeline systems [Avtomatizirovannaya sistema monitoring napryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya kriticheskikh uchastkov truboprovodnykh sistem]. Avtomatizatsiya, Telemekhanizatsiya i Svyaz v Neftyanoy Promyshlennosti, 2018, no. 10, pp. 12–16. ISSN 0132-2222. (Russ.). 3. ZHITOMIRSKIY, B.L., D.M. LYAPICHEV, M.M. ADMAKIN, et al. Complex approach to designing automated systems for monitoring technical status of pipelines and equipment of compressor plants [Primeneniye kompleksnogo podkhoda k razrabotke avtomatizirovannykh sistem monitoringa tekhnicheskogo sostoyaniya truboprovodov i oborudovaniya kompressornykh stantsiy]. Avtomatizatsiya, Telemekhanizatsiya i Svyaz v Neftyanoy Promyshlennosti, 2018, no. 12, pp. 30–33. ISSN 0132-2222. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 22 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

УДК 621.774 Освоение производства труб большого диаметра класса прочности К80 (Х100) в России

М.Ю. Недзвецкий1,2, А.Б. Арабей2*, К.Ю. Ментюков2, М.С. Сахаров3, А.И. Смелов4, П.П. Степанов5, Д.А. Рингинен5, А.Б. Гизатуллин6, С.В. Шандер6

1 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, г. Санкт-Петербург, BOX 1255 2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 3 АО «Северсталь Менеджмент», Российская Федерация, 127299, г. Москва, ул. Клары Цеткин, д. 2 4 АО «ИТЗ», Российская Федерация, 196655, г. Санкт-Петербург, Колпино, Территория Ижорский з-д, д. 90, лит. Д, помещение 1-Н 5 АО «ВМЗ», Российская Федерация, 607060, Нижегородская обл., г. Выкса, ул. Бр. Баташевых, д. 45 6 ПАО «ЧТПЗ», Российская Федерация, 454129, Челябинская обл., г. Челябинск, ул. Машиностроителей, д. 21 * E-mail: [email protected]

Ключевые слова: Тезисы. ПАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ» совместно с тремя ведущими российскими метал- трубы большого лургическими предприятиями выполнили первый этап работ по оценке технической возможности диаметра, производства труб класса прочности К80 (Х100). Представлен анализ результатов испытаний труб категория опытных партий, показана выполнимость многих из выдвинутых требований к трубам большого прочности Х100, диаметра класса прочности К80. класс прочности К80, механические Мировой опыт свидетельствует о неуклонном интересе ведущих зарубежных свойства. операторов к освоению проектов сухопутных газопроводов, рассчитанных на давле- ние более 11,8 МПа, для которых экономическая целесообразность диктует переход на применение сверхвысокопрочных сталей (Х100…Х120). Концепция строитель- ства газопроводов высокого давления из труб класса прочности К80 (аналог катего- рии прочности Х100) имеет особую привлекательность для России с учетом специ- фики расположения регионов добычи газа и экстремальности природно-климатичес- ких условий этих территорий. Преимущества сооружения магистральных газопроводов из высокопрочных ста- лей хорошо известны [1–4]. Применение труб класса прочности К80 (Х100) дает возможности: • повысить производительность газопровода за счет транспортировки газа при сверхвысоком рабочем давлении; • снизить металлоемкость сооружаемых газопроводов ориентировочно до 9 % за счет уменьшения толщины стенки труб; • снизить расход материалов при сварочно-монтажных работах ориентировоч- но до 12 %; • уменьшить стоимость материалов, транспортных расходов, сократить сроки строительства; • снизить капитальные и операционные расходы построенных газопроводов за счет возможности оптимизации шага расстановки (уменьшения количества) комп- рессорных станций. В настоящее время в мировой практике при строительстве магистральных газо- проводов наиболее широко используют трубы категории прочности Х70. В последнее десятилетие появились примеры успешного применения труб категории прочности Х80 [3–4]. Следует отметить, что требования к трубам категории прочности X80, формировавшиеся в течение длительного времени по мере совершенствования про- цесса производства проката и труб, в итоге были включены в авторитетные миро- вые стандарты, такие как API 5L, ISO 3183, CSA Z245.1 и DNV OS-F101. Первые

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 23

требования к трубам категории прочности работы по освоению производства труб клас- выше Х80 появляются только в 1990-х гг. в ходе са прочности К80 для перспективных проектов реализации зарубежных исследовательских ПАО «Газпром» [6, 7]. Опираясь на мировой проектов (рис. 1), и только с марта 2007 г. они опыт и достигнутый на сегодня уровень метал- публикуются в стандарте ISО 3183 (табл. 1). лургического и трубного производств, специа- Основные требования к механическим листы ООО «Газпром ВНИИГАЗ» сформулиро- свойствам высокопрочных трубных ста- вали исходные технические требования к опыт- лей включают: показатели прочности (пре- ным партиям труб класса прочности К80: делы прочности и текучести), получаемые • номинальный диаметр – 1220 мм; в ходе испытаний на растяжение (опреде- • толщина стенки – 20 мм; ляются на 2-дюймовых образцах согласно • рабочее давление труб класса прочности ASTM A370); показатели вязкости, получае- К80 – 14,8 МПа; мые в ходе испытаний на ударный изгиб образ- • рабочее давление труб категории проч- цов Шарпи с V-образным надрезом; показатели ности Х100 – 14,2 МПа; сопротивления протяженному разрушению, по- • минимальная температура стенки труб лучаемые в ходе испытаний на ударный изгиб при полигонных испытаниях – минус 20 °С. падающим грузом; а также требования к свой- Требования к механическим свойствам ствам сварного соединения. Кроме того, в стан- основного металла труб приведены в табл. 2. дарте ISO 3183 с целью обеспечения свари- Наглядное представление о соответст- ваемости стали сформулированы ограничения вии фактических свойств опытных труб це- по ее химическому составу. Применительно левым показателям технических требова- к условиям эксплуатации конкретного проекта ний дают гистограммы распределения значе- стандарт предусматривает возможность введе- ний механических характеристик труб, по- ния дополнительных требований, регламенти- строенные посредством обобщения результа- руемых дополнительными спецификациями. тов испытаний, проведенных на АО «ВМЗ», В последние годы рядом ведущих рос- ПАО «ЧТПЗ» и АО «ИТЗ». Механические ис- сийских трубных компаний выполняются пытания на одноосное растяжение основного

ɝ ɝ ɝ ɝ ɝ

Ⱦɟɦɨɧɫɬɪɚɰɢɨɧɧɵɣɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞ&ROXPELD*DV; ɦ

Ƚɚɡɨɩɪɨɜɨɞ5XKUJDV;±ɤɦ ɦ

ɉɪɨɟɤɬ6KHOO%P%*;-9 ɦ

ɉɨɥɟɜɵɟɢɫɩɵɬɚɧɢɹɨɩɵɬɧɨɝɨɩɪɨɦɵɫɥɨɜɨɝɨɬɪɭɛɨɩɪɨɜɨɞɚ%P8SVWUHDP5 '; ɦ

ɋɨɜɦɟɫɬɧɵɣɤɥɚɫɬɟɪɧɵɣɩɪɨɟɤɬ$GYDQWLFD-,Pɩɨɤɨɧɬɪɨɥɸɬɪɟɳɢɧɨɨɛɪɚɡɨɜɚɧɢɹ ɦ

Ⱦɟɦɨɧɫɬɪɚɰɢɨɧɧɵɣɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞ(& (35*'(023,3( ɦ

Ɉɰɟɧɤɚɫɨɨɬɜɟɬɫɬɜɢɹɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞɚ%P$ODVND*DV; ɦ

Ⱦɟɦɨɧɫɬɪɚɰɢɨɧɧɵɣɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞ7&3L; ɦ

ɉɪɨɟɤɬɢɪɨɜɚɧɢɟɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞɚ([[RQ0RELO;

Рис. 1. История разработки требований к трубам категорий прочности Х80...X120 [5]: проекты, в ходе которых отрабатывались требования и сама возможность применения соответствующих труб (в скобках указан диаметр используемых труб)

Таблица 1 Требования стандарта ISO 3183:2012* к механическим свойствам труб класса прочности Х100 Тело трубы Сварной шов Предел Временное Относительное Работа удара KV, Дж, σ σ , σ , KV, текучести σ , сопротивление σ , 0,2/ в удлинение** δ , минимум, для диаметра в 0,2 в максимум 2″ МПа Дж МПа МПа %, минимум 1219…1422 мм 690…840 760…990 0,97 17 68 760 50 * См. ISO 3183:2012. Petroleum and natural gas industries – Steel pipe for pipeline transportation systems. ** Индекс «2″» означает, что удлинение определяется на 2-дюймовых образцах по стандарту ASTM 370.

№ 2 (44) / 2020 24 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Таблица 2 Требования к механическим свойствам основного металла труб классов прочности К80 и Х100, разработанные в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Класс Направление Относительное удлинение Отношение (категория) вырезки σ , МПа σ , МПа после разрыва δ , %, 0,2 В σ /σ , не более 5 прочности образцов 0,2 В не менее Поперечное 690…840 790…910 0,95 14,0 К80 Продольное 630…840 755...910 0,95 14,0 Поперечное 690…840 760…910 0,95 14,0 Х100 Продольное 630…840 725…910 0,95 14,0

металла труб проводили при температуре 20 °С сделать вывод, что целевые требования к KCV на плоских 5-кратных образцах типа I1, выре- труб класса прочности К80 являются достижи- занных в поперечном направлении относитель- мыми. Доля вязкой составляющей в изломе об- но оси трубы (рис. 2). разцов при испытаниях падающим грузом уста- Как следует из представленных гисто- новлена на уровне 85 %. Количество вязкой грамм, бо́льшая часть экспериментально полу- составляющей в изломе образцов основного 3 ченных значений σВ и σ0,2 укладывается в тре- металла труб было определено по ГОСТ 30456 буемые интервалы. В то же время не все зна- на полнотолщинных образцах в диапазоне тем-

чения δ5 подтверждают нормативный уровень ператур от плюс 20 до минус 70 °С на двух за- данного параметра. водах. Результаты испытаний падающим гру- Для высокопрочных труб ввиду повышен- зом приведены на рис. 5. ного риска протяженных разрушений особую Количество вязкой составляющей в изломе важность представляют результаты испытаний образцов основного металла труб при темпе- по определению вязкостных свойств металла. ратуре испытаний минус 20 °С в целом соот- С учетом корреляционных зависимостей меж- ветствует заявленным целевым требованиям. ду фактическими значениями ударной вязкости Примечательно, что по мере понижения тем- и остановкой динамической трещины, получен- пературы испытаний за пределы значения ми- ных ранее в ходе полигонных пневматических нус 20 °С наблюдается монотонное – без рез- испытаний труб класса прочности К65, мини- кого падения – снижение количества вязкой мальные значения ударной вязкости (KCV) для составляющей в изломе образцов. основного металла труб класса прочности К80 В настоящей работе представлен анализ были приняты на уровне 320 Дж/см2 при тем- только части полученных в ходе исследова- пературе испытания минус 20 °С и 250 Дж/см2 ния результатов испытаний. Тем не менее даже при температуре испытания минус 40 °С. Для приведенных данных достаточно, чтобы прий- сварного шва минимальные значения KCV ти к заключению: имеющийся на сегодня уро- установлены на уровне 80 Дж/см2 при темпера- вень металлургического, прокатного и труб- туре испытания минус 20 °С (аналогичное тре- ного производств позволяет достичь целевых бование для температуры минус 40 °С является требований, предъявляемых к трубам класса факультативным). прочности К80. Испытания основного металла на ударный В то же время очевидным представляется изгиб (рис. 3) проводили на поперечных об- вывод о необходимости дальнейшего совершен- разцах2 Шарпи типа 11, сварного соединения ствования химического состава стали и техноло- (рис. 4) – на образцах с надрезом по центру шва гий ее прокатки, направленных на обеспечение (МШ) и по линии сплавления 50 % + 50 % (ЛС). стабильности получаемых механических харак- Исходя из построенных переходных кри- теристик труб. Следует оценить целесообраз- вых для основного металла (см. рис. 3) можно ность внедрения результатов работ, которыми установлены негативное влияние кремния и азо- та на служебные характеристики высокопрочных 1 См. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение (с Изменениями № 1, 2, 3). 2 См. ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания 3 ГОСТ 30456-97 Металлопродукция. Прокат листовой на ударный изгиб при пониженных, комнатной и трубы стальные. Методы испытания на ударный и повышенных температурах (с Изменениями № 1, 2). изгиб.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 25

10 Ʉ 9 Ʉ ɏ 8 7 6 5 а ɜɡɚɞɚɧɧɨɦɞɢɚɩɚɡɨɧɟ

Ʉɨɥɢɱɟɫɬɜɨɪɟɡɭɥɶɬɚɬɨɜ 4 3 2 1 0 750 770 790 810 830 850 870 890 910 930 950 970

ıȼɆɉɚ 10 9 8 7 6 5 б ɜɡɚɞɚɧɧɨɦɞɢɚɩɚɡɨɧɟ

Ʉɨɥɢɱɟɫɬɜɨɪɟɡɭɥɶɬɚɬɨɜ 4 3 2 1 0 670 690 710 730 750 770 790 810 830 850 870 890

ı0,2Ɇɉɚ 10 9 8 7 6 5 в ɜɡɚɞɚɧɧɨɦɞɢɚɩɚɡɨɧɟ 4 Ʉɨɥɢɱɟɫɬɜɨɪɟɡɭɥɶɬɚɬɨɜ 3 2 1 0 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

į5

ȺɈ©ȼɆɁªɉȺɈ©ɑɌɉɁªȺɈ©ɂɌɁªɧɨɪɦɚɬɢɜɧɵɟɡɧɚɱɟɧɢɹ

Рис. 2. Результаты механических испытаний основного металла труб в поперечном направлении: а – временное сопротивление; б – предел текучести; в – относительное удлинение

трубных сталей [8, 10], а также повышение Повышенного внимания, очевидно, заслу- вязко-пластических характеристик металла труб, живает также и дальнейший поиск оптималь- микролегированного медью [11]. К числу вопро- ной технологии заводской сварки труб данного сов, требующих обстоятельного изучения, необ- класса прочности. ходимо отнести обоснование приемлемого и при Окончательно сформировать техничес- этом достижимого уровня относительного обще- кие требования к трубам класса прочности го и равномерного удлинения. К80 (Х100) станет возможным только после

№ 2 (44) / 2020 26 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ 2 2 400 350 Ɉɛɪɚɡɰɵ ʋɆɒ 300 ʋɅɋ ʋɆɒ ʋɅɋ .&9Ⱦɠɫɦ .&9Ⱦɠɫɦ 300 250 ɧɨɪɦɚɬɢɜɧɨɟ ɡɧɚɱɟɧɢɟ 200 200 Ɉɛɪɚɡɰɵ 150 ʋ ʋ 100 100 ʋ ɧɨɪɦɚɬɢɜɧɨɟ 50 ɡɧɚɱɟɧɢɟ 0 0 –80 –60 –40 –20 0 20 –80 –60 –40 –20 0 20 Ɍɟɦɩɟɪɚɬɭɪɚɢɫɩɵɬɚɧɢɹƒɋ Ɍɟɦɩɟɪɚɬɭɪɚɢɫɩɵɬɚɧɢɹƒɋ

Рис. 3. Результаты испытаний ударной Рис. 4. Результаты испытаний ударной вязкости основного металла труб класса вязкости сварного соединения труб класса прочности К80 прочности К80

100 полного цикла экспериментальных исследова- 90 ний, включающих комплекс лабораторных ис- пытаний образцов металла и сварных соеди- 80 нений труб, гидравлических и пневматических испытаний опытных труб, а также исследова- 70 ния возможности изготовления отводов холод- ного гнутья и оценки свариваемости опытных ȼɹɡɤɚɹɫɨɫɬɚɜɥɹɸɳɚɹ 60 труб в полевых условиях. Ɉɛɪɚɡɰɵ 50 ʋ ʋ 40 ɧɨɪɦɚɬɢɜɧɨɟ ɡɧɚɱɟɧɢɟ 30 –80 –60 –40 –20 0 20 Ɍɟɦɩɟɪɚɬɭɪɚɢɫɩɵɬɚɧɢɹƒɋ Рис. 5. Количество вязкой составляющей в изломе образца ИПГ

Список литературы 1. Millwood N. Design and construction of pipelines 3. Степанов П.П. Разработка и внедрение in ultra-high-strength linepipe / N. Millwood, в производство труб категории прочности N. Sanderson, J. Hammond // Pipe & Pipelines Х80, изготовленных в условиях ОАО «ВМЗ», International. – 2001. – Март-апрель. – С. 17–23. для сооружения магистрального газопровода «Бованенково – Ухта» и перспективы 2. Zhou J. Application of high-grade steels to onshore разработки высокопрочных труб для объектов natural gas pipelines using reliability-based ОАО «Газпром» / П.П. Степанов, С.А. Гришин, design method / J. Zhou, B. Rothwell, W. Zhou, А.А. Кузьмин и др. // Наука и техника в газовой et al. // 2006 International Pipeline Conference, промышленности. – 2011. – № 4 (48). – September 25–29. – Calgary, Alberta, Canada, С. 12–16. 2006. – C. 101–110.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 27

4. Asahi H. Development and commercialization 8. Глебов А.Г. Роль кремния в формировании of high-strength linepipe / H. Asahi, T. Hara, макро- и микроструктуры высокопрочных E. Tsuru, et al. // The Journal of Pipeline сталей / А.Г. Глебов, А.Б. Арабей, А.Н. Луценко Engineering. – 2010. – 1-й квартал. – С. 5–18. и др. // Известия высших учебных заведений. Черная металлургия. – 2010. – № 5. – С. 18–23. 5. Hammond J. Development of standards and specifi cations for high strength line pipe / 9. Глебов А.Г. Образование кристаллизационных J. Hammond // International Symposium нитридов к конструкционной стали / on Microalloyed Steels for the Oil and А.Г. Глебов, В.Э. Киндоп, А.Г. Свяжин и др. // Gas Industry. – Araxa, MG, Brazil: TMS Известия высших учебных заведений. Черная (The Minerals, Metals & Materials Society), металлургия. – 2011. – № 11. – С. 30–35. 2007. – C. 43–63. 10. Глебов А.Г. Нитриды титана в трубной стали / 6. Морозов Ю.Д. Структура и свойства штрипса А.Г. Глебов, А.Г. Свяжин, А.Б. Арабей и др. // для труб большого диаметра из стали категории Известия высших учебных заведений. Черная прочности Х80 – Х100 / Ю.Д. Морозов, металлургия. – 2012. – № 7. – С. 3–11. А.М. Корчагин, В.В. Орлов и др. // Металлург. – 11. Арабей А.Б. Микроструктура и дисперсные 2009. – № 3. – С. 43–49. фазы трубных сталей класса прочности Х80 7. Рингинен Д.А. Изучение свариваемости стали для магистральных газопроводов / А.Б. Арабей, класса прочности Х100 / Д.А. Рингинен, В.М. Фарбер, И.Ю. Пышминцев и др. // А.В. Частухин, Г.Е. Хадеев и др. // Металлург. – Известия высших учебных заведений. Черная 2013. – № 12. – С. 68–74. металлургия. – 2012. – № 1. – С. 30−37.

Commercial production of the large-diameter K80 (Х100) grade pipes in Russia

M.Yu. Nedzvetskiy1,2, A.B. Arabey2*, K.Yu. Mentyukov2, M.S. Sakharov3, A.I. Smelov4, P.P. Stepanov5, D.A. Ringinen5, A.B. Gizatullin6, S.V. Shander6

1 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation 2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation 3 Severstal PJSC, Bld. 2, Clara Zetkin street, Moscow, 127299, Russian Federation 4 Izhora Pipe Mill JSC, Premise 1-N, Bld. 90, L-D, Izhora Plants industrial zone, Kolpino, Saint-Petersburg, 196655, Russian Federation 5 Vyksa Steel Works, Bld. 45, Bratyev Batashevykh street, Vyksa, Nizhniy Novgorod region, 607060, Russian Federation 6 Chelyabinsk Pile Rolling Plant PJSC, Bld. 21, Mashinostroiteley street, Chelyabinsk, Chelyabinsk Region, 454129, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. Gazprom PJSC, Gazprom VNIIGAZ LLC together with three leading Russian metallurgical enterprises have fulfi lled the fi rst stage of the works on assessment of a technical possibility to manufacture the К80 (Х100) strength grade pipes. This article presents the results of the pilot pipe tests, and shows feasibility of many requirements which have been enforced in respect to the large-diameter pipes belonging the K80 class of strength.

Keywords: large-diameter tubes, Х100 grade of strength, К80 class of strength, mechanical properties.

References 1. MILLWOOD, N., N. SANDERSON, J. HAMMOND. Design and construction of pipelines in ultra-high- strength linepipe. Pipe & Pipelines International, 2001, March-April, pp. 17–23. ISSN 0032-020X. 2. ZHOU, J., B. ROTHWELL, W. ZHOU, et al. Application of high-grade steels to onshore natural gas pipelines using reliability-based design method. In: 2006 International Pipeline Conference, September 25–29, 2006, Calgary, Alberta, Canada, pp. 101–110. 3. STEPANOV, P.P., S.A. GRISHIN, A.A. KUZMIN, et al. Working out and commissioning of the X80 grade pipes manufactured at the Vysokovskiy Mechanical Plant JSC aimed at building the Bovanenkovo-Ukhta trunk gas pipeline, and prospects for designing extra strong pipes for the Gazprom OJSC facilities [Razrabotka i vnedreniye v proizvodstvo trub kategorii prpochnosti Х80, izgotovlennykh v usloviyakh OAO “VMZ”, dlya sooryzheniya magistralnogo gazoprovoda “Bovanenkovo – Ukhta” i perspektivy razrabotki vysokoprochnykh trub dlya obyektov OAO “Uazprom”]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2011, no. 4 (48), pp. 12–16. ISSN 2070-6820. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 28 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

4. ASAHI, H., T. HARA, E. TSURU, et al. Development and commercialization of high-strength linepipe. The Journal of Pipeline Engineering, 2010, 1st quarter, pp. 5–18. ISSN 1753-2116. 5. HAMMOND, J. Development of standards and specifi cations for high strength line pipe. In: International Symposium on Microalloyed Steels for the Oil and Gas Industry, Araxa, MG, Brazil: TMS (The Minerals, Metals & Materials Society), 2007, pp. 43–63. 6. MOROZOV, Yu.D., A.M. KORCHAGIN, V.V. ORLOV, et al. Structure and property of strips for large-diameter pipes made of the Х80–Х100 grades steel [Struktura i svoystva shtripsa dlya trub bolshogo diametra iz stali kategorii prochnosti Х80 – Х100]. Metallurg. 2009, no. 3, pp. 43–49. ISSN 0026-0827. (Russ.). 7. RINGINEN, D.A., A.V. CHASTUKHIN, G.Ye. KHADEYEV, et al. Studying welding properties of the X100 grade steel [Izucheniye svarivayemosti stali klassa prochnosti Х100]. Metallurg, 2013, no. 12, pp. 68–74. ISSN 0026-0827. (Russ.). 8. GLEBOV, A.G., A.B. ARABEY, A.N. LUTSENK, et al. Role of silicon in forming macro- and microstructure of high-hardness steels [Rol kremniya v formirovanii makro- i mikrostruktury vysokoprochnykh staley]. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedeniy. Chernaya Metallurgiya, 2010, no. 5, pp. 18–23. ISSN 0368-0797. (Russ.). 9. GLEBOV, A.G., V.E. KINDOP, A.G. SVYAZHIN, et al. Generation of crystal nitrides for structural-grade steel [Obrazovaniye kristallizatsionnykh nitridov k konstruktsionnoy stali]. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedeniy. Chernaya Metallurgiya, 2011, no. 11, pp. 30–35. ISSN 0368-0797. (Russ.). 10. GLEBOV, A.G., A.G. SVYAZHIN, A.B. ARABEY и др. Titanium nitrides in pipe steel [Nitridy titana v trubnoy stali]. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedeniy. Chernaya Metallurgiya, 2012, no. 7, pp. 3–11. ISSN 0368-0797. (Russ.). 11. ARABEY, A.B., V.M. FARBER, I.Yu. PYSHMINTSEV, et al. Microstructure and disperse phases of the X80-grade pipe steels for trunk gas pipelines [Mikrostruktura i dispersnyye fazy trubnykh staley klassa prochnosti X80 dlya magistralnykh gazoprovodov]. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedeniy. Chernaya Metallurgiya, 2012, no. 1, pp. 30−37. ISSN 0368-0797. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 29

УДК 621.51 Исследование вихревых эжекторных систем применительно к эксплуатации компрессорных станций

Р.Х. Саляхов1*, Р.Р. Кантюков2, В.А. Футин1

1 ООО «Газпром трансгаз Казань», Российская Федерация, 420073, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Аделя Кутуя, д. 41 2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]

Тезисы. Работа относится к теме исследования и анализа вихревых эжекторных систем и устройств, Ключевые слова: принцип действия которых заключается в использовании эффекта Ранка – Хилша. Показана воз- вихревое можность применения вихревых устройств в работе компрессорных цехов газоперекачивающих устройство, станций для откачки технологического газа из замкнутых объемов технологических трубопроводов эжектор, с целью сокращения потерь от прямых выбросов метана и достижения энергоэффективности газо- компрессор, транспортных систем. центробежный Поставлены и решены методами численного моделирования задачи формирования модели нагнетатель, совместного использования вихревого эжекторного компрессора (ВЭК) и штатного центробежно- откачка газа. го компрессора для откачки природного газа из технологических коммуникаций компрессорной станции. Исследование планируется провести в два этапа: на первом этапе изучена модель откачки и оптимизированы геометрические характеристики ВЭК; на втором этапе будет проведен экспери- мент в стендовых условиях.

Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) предпо- лагает как применение прогрессивных энергосберегающих технологий, включая мо- дернизацию энергопотребляющего оборудования, так и совершенствование структу- ры энергопотребления  постепенную переориентацию экономики страны на про- изводство менее энергоемкой продукции. Анализ развития техники и технологий во всех отраслях промышленности показал, что за счет использования энергоэффек- тивных технологий и оборудования можно добиться энергосбережения более чем на 50 %, за счет структурных изменений в промышленности – на 20…25 %, а за счет снижения всех видов прямых потерь ТЭР – лишь на 10…15 %. Таким образом, макси- мальная экономия ТЭР достигается благодаря внедрению и использованию прогрес- сивных энергосберегающих и экологически безопасных технологий и оборудования. Современный уровень развития техники предъявляет высокие требования к создаваемым энергетическим и тепломассообменным установкам и устройствам. Например, в отношении авиационной и ракетной техники основные из этих требова- ний сводятся к увеличению энерговооруженности, малым габаритам и весу, надеж- ности, экономичности и отсутствию необходимости специального обслуживания; в промышленной теплоэнергетике и газонефтедобывающей отрасли э́то использова- ние современных газовых технологий и вторичных энергоресурсов за счет создания замкнутых процессов. Применительно к последним удовлетворению названных тре- бований могут служить газовые и теплообменные устройства, имеющие в своей осно- ве закрученный поток газа. Закрученные сжимаемые потоки реализуются на практи- ке в таких вихревых устройствах, как делительные трубы, самовакуумирующиеся трубы, эжекторные насосы, трубы с дополнительным потоком и различные их комби- нации и модификации [1]. На объектах Единой системы газоснабжения представляются возможными внед- рение и использование эжекторных устройств, работающих совместно со штатными центробежными компрессорами (ЦК), что является альтернативой, и возможно, более выгодной по сравнению с другими существующими способами [2–6], характеризую- щимися большой металлоемкостью, сложными автоматикой и технологией процесса.

№ 2 (44) / 2020 30 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Далее в статье изложены методологичес- уравнения Навье – Стокса (закон сохранения кие аспекты численного моделирования тече- импульса); уравнение неразрывности (закон ния в вихревом эжекторном компрессоре (ВЭК) сохранения массы жидкости); закон сохране- с применением программного комплекса (ПК) ния энергии, записанный через полную энталь- Flow Vision [7], а также исследования течения пию. В качестве модели турбулентности при- в ВЭК и оптимизации геометрических пара- нята модель переноса сдвиговых напряжений метров. Flow Vision позволяет по заданным (англ. SST) Ментера. конструктивным и режимным параметрам на- В расчетной модели принимались сле- ходить рабочие характеристики ВЭК, время от- дующие условия: качивания и остаточное давление газа из замк- • в качестве опорных параметров – давле-

нутого объема. ние Роп = 101300 Па и температура Топ = 293 К; Конструкция и геометрические размеры • на входе в сопло (см. поток 2 на рис. 1) –

ВЭК разрабатывались с использованием рас- давление P2, Па, и температура T2, К, откачи- четных методов А.П. Меркулова [8]. На первом ваемого воздуха; этапе исследования выполнен расчет модель- • на входе в тангенциальное сопло (см. по-

ного образца ВЭК (рис. 1). В качестве модели ток 1 на рис. 1) – температура T1, статическое

исследования принята принципиальная схема давление P1 и плотность потока, определяемая

(рис. 2), содержащая ЦК [9] и ВЭК, связанные как отношение заданного массового расхода G1 системой трубопроводов и арматурой – запор- к площади входа; ными (ЗК) и регулирующими (РК) кранами. • на выходе из ВЭК (см. поток 3 на рис. 1) –

Flow Vision не имеет собственного гео- температура T3 и давление P3 потока воздуха, метрического процессора, поэтому геометрия равные температуре и давлению на входе в ЦК; ВЭК создавалась в CAD-системе и затем кон- • для стенок ВЭК задавали условие расче- вертировалась в формат фасеточного пред- та пограничного слоя по логарифмическому за- ставления STL (англ. stereo lithography format). кону, скорость на стенке при этом принималась После импортирования геометрической мо- равной нулю. дели в ПК Flow Vision создавалась расчетная После проведения расчета с использова- модель, определяемая типом модели с набо- нием средств постпроцессора ПК Flow Vision, ром уравнений и констант для решения задачи, позволяющего выполнять осреднение по пло- свойством сжимаемой среды (воздуха) и гра- щади и расходу, определяли статические и пол- ничными условиями. ные давления, абсолютные значения скорости, Применительно к рассмотренной задаче температуры в контрольных сечениях: на вхо- выбирали тип модели «полностью сжимаемая де и выходе ВЭК. Указанные параметры в ПК жидкость», которая позволяет моделировать те- Flow Vision рассчитываются как приращения чения вязкого газа при произвольных измене- к опорным величинам. ниях плотности, больших (турбулентных) чис- В результате исследования модельного лах Рейнольдса (Re  104) и произвольных чис- ВЭК определена и подтверждена зависимость

лах Маха (M  0,3). Этот тип модели включает: n = f(G1), где n – степень повышения давления

Ɍɚɧɝɟɧɰɢɚɥɶɧɨɟ Ⱦɢɮɮɭɡɨɪ ɫɨɩɥɨ 1 ȼɢɯɪɟɜɚɹ Ʉɚɦɟɪɚ ɤɚɦɟɪɚ ɫɦɟɲɟɧɢɹ ɞɢɮ

b D h L ɤɫ ɜɤ ɜɯ D D Lɜɤ ɜɵɯ 2 Lɤɫ 3 ɜɯ D c D ɋɨɩɥɨd Ʉɪɨɦɤɚɫɪɟɡɚɫɨɩɥɚ Рис. 1. Геометрическая модель ВЭК

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 31

Ɉɬɤɚɱɢɜɚɟɦɵɣ ȼɗɄ ɁɄ ɩɨɬɨɤɝɚɡɚ ȽɚɡɧɚɜɯɨɞɟɜɐɄ а

ɗɧɟɪɝɟɬɢɱɟɫɤɢɣɝɚɡ

Ɉɬɛɨɪ ɊɄ ɧɚȼɗɄ

Ƚɚɡɩɨɬɪɟɛɢɬɟɥɸ

Рис. 2. Принципиальная схема откачки газа с использованием ВЭК и ЦК

б

Рис. 4. Визуализация результатов расчета распределения скорости (а) и давления (б)

• подвод энергетического потока 1 с пара-

метрами Р1 = 7,35 МПа, Т1 = 288 К и G1 = 88 кг/с; Рис. 3. Геометрическая модель • поток откачиваемой среды 2 с пара- оптимизированного ВЭК метрами в начале процесса откачки возду-

промышленного типа ха Р2 = 5,39 МПа и Т2 = 288 К из замкнутого объема; • смешанный поток 3, поступающий

газа [10], что дополнительно подтверждает в ЦК Н-650-21-1 с параметрами Р3 = 5,39 МПа

выводы таких авторов, как М.Г. Дубинский, и Т3 = 288 К. А.П. Меркулов, С.З. Копелев, А.О. Мацук Расчет и оптимизация геометрических и др. [1, 8, 10]. параметров выполнялись методом последова- Анализ результатов исследования течения тельных приближений. В результате множе- газа в модельном ВЭК и данных других источ- ственных проб получены цифровой промыш- ников [11] выявил неоптимальность геомет- ленный образец ВЭК и методика расчета ана- рических размеров ВЭК и их соотношений. логов применительно к местным (различным) В связи с этим выполнена оптимизация гео- условиям. Геометрическая модель оптимизиро- метрических параметров ВЭК для достижения ванного ВЭК промышленного образца приме- минимальной глубины откачки газа из замкну- нительно к реальным условиям представлена того контура. При оптимизации ВЭК приняты на рис. 3. реальные условия работы: Численное моделирование трехмерного те- • рабочая среда  природный газ метан чения среды в исследуемом оптимизированом

(СН4); устройстве выполнено также с использованием

№ 2 (44) / 2020 32 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

ПК FlowVision. Тип модели с набором урав- *** нений и констант для решения задачи выбран Анализ выполненных расчетов показывает по аналогии с расчетом модельного ВЭК. возможность применения исследованного ВЭК Изменены физические параметры опорных ве- в промышленных условиях компрессорных це- личин, граничные условия и свойства среды хов газоперекачивающих станций. Остаточное (газ природный). давление в замкнутом технологическом трубо- Результаты расчета распределения ско- проводе (оборудовании) компрессорного цеха рости и давления в продольном сечении про- при одноступенчатом ВЭК и начальном давле- мышленного образца ВЭК визуализирова- нии откачки 53 кгс/см2 достигает 33 кгс/см2. ны посредством цветовой заливки на рис. 4, На следующем этапе планируется экспери- где значения давления (см. легенду на рис. 4б) ментальное исследование модельного (лабора-

соответствуют приращениям к Роп = 5,39 МПа. торного) образца ВЭК в стендовых условиях. Проверка сходимости результатов расчета в ПК Flow Vision и данных эксперимента обеспечит подтверждение методики и возможности ис- пользования устройства в промышленных ус- ловиях.

Список литературы 1. Абрамович Г.Н. Прикладная газовая динамика: 5. Компрессорная станция для перекачки учеб. руководство для втузов в 2-х ч. / газа (варианты): Пат. 2543710 RU / Г.Н. Абрамович. – 5-е изд., перераб. и доп. – Р.А. Кантюков, Р.Р. Кантюков, М.Б. Хадиев М.: Наука, гл. ред. физ.-мат. лит., 1991. – Ч. 1. – и др.; заявитель и патентообладатель 600 с. ООО «Газпром трансгаз Казань»; заявка № 2014100437/06 от 09.01.2014; опубл. 2. Способ откачки газа из отключенного участка 10.03.2015; бюл. № 7. МПК F04D 27/00. магистрального газопровода (варианты) и мобильная компрессорная станция для его 6. Карибуллина Ф.Р. и др. Организация осуществления (варианты): Пат. 2465486 RU / ремонтных и сервисных работ Р.А. Кантюков, И.М. Тамеев, Р.Р. Кантюков газоперекачивающих агрегатов / и др.; заявитель и патентообладатель Ф.Р. Карибуллина и др. – Казань: КНИТУ, 2016. ООО «Газпром трансгаз Казань»; заявка 7. Руководство пользователя Flow Vision 5.6. № 2011120295/06 от 23.05.2011; опубл. 27.10.2012; бюл. № 30. МПК F04B 41/00, 8. Меркулов А.П. Вихревой эффект и его F04D 25/02. применение в технике / А.П. Меркулов. – М.: Машиностроение, 1969. – 287 с. 3. Мобильная компрессорная станция для откачки газа из отключенного участка магистрального 9. Соколов Н.В. и др. Методика измерения газопровода (варианты): Пат. 112290 RU / и описания стенда для исследования Р.А. Кантюков, И.М. Тамеев, Р.Р. Кантюков газодинамики малорасходной центробежной и др.; заявитель и патентообладатель ступени и упорного подшипника скольжения ООО «Газпром трансгаз Казань»; заявка на нестационарных режимах / Н.В. Соколов № 2011120296/28 от 23.05.2011; опубл. и др. // Компрессорная техника и пневматика. – 10.01.2012; бюл. № 1. МПК F04B 41/00. 2016. – № 4. – С. 10–16. 4. Устройство опорожнения участка 10. Саляхов Р.Х. Исследование вихревого магистрального трубопровода от газа: эжекционного компрессора при работе Пат. 118021 RU / Р.А. Кантюков, с центробежным нагнетателем / Р.Х. Саляхов, Р.К. Гимранов, Р.Р. Кантюков и др.; заявитель Р.Р. Кантюков, В.А. Футин и др. // Труды и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз XVII Международной научно-технической Казань»; заявка № 2012101586/06 от 17.01.2012; конференции по компрессорной технике. – опубл. 10.07.2012; бюл. № 19. МПК F17D 1/02, Казань: Слово, 2017. F17B 1/26. 11. Гуцол А.Ф. Эффект Ранка: методические заметки / А.Ф. Гуцол // Успехи физических наук. – 1997. – Т. 167. – № 6. – С. 665–687.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 33

Investigation of vortex ejector systems in relation to the operation of compressor stations

R.H. Salyakhov1*, R.R. Kantyukov2, V.A. Futin1

1 Gazprom Transgaz Kazan, Bld. 41, Adelya Kutuya street, Kazan, Republic of Tatarstan, 420073, Russian Federation 2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. This paper deals with the research and analysis of vortex ejector systems and devices, the principle of operation of which is to use the Rank-Hilsch effect. The possibility of using vortex devices in the operation of compressor shops of gas pumping stations for pumping process gas from closed volumes of process pipelines in order to reduce losses from direct methane emissions and energy effi ciency of gas transmission systems is shown. The following tasks were set and solved using numerical modeling methods: formation of a model for the joint use of a vortex ejector compressor (VEC) and a standard centrifugal compressor for pumping natural gas from the technological communications of a compressor station. The tasks were planned to be solved in two stages. The fi rst stage is fulfi lled, it supposed studying a pumping model and optimizing the geometric characteristics of the VEC. The next stage, which is an experiment in bench conditions, is going to be executed later.

Keywords: vortex device, ejector, compressor, centrifugal supercharger, pumping gas.

References 1. ABRAMOVICH, G.N. Applied gas dynamics [Prikladnaya gazovaya dinamika]: study guide in 2 pts. 5th ed., revised. Moscow: Nauka, glavnaya redaktsiya fi z.-mat. literatyry, 1991, pt. 1. (Russ.). 2. GAZPROM TRANSGAZ KAZAN. Method for gas pumping out of cut-out section of main gas line (versions), and mobile compressor station for its implementation (versions) [Sposob otkachki gaza iz otklyuchennogo uchastka magistralnogo gazoprovoda (variant) b mobilnaya kompressornaya stantsiya dlya yego osushchestvleniya (varianty)]. Inventors: R.A. KANTYUKOV, I.M. TAMEYEV, R.R. KANTYUKOV, et al. Appl.: no. 2011120295/06 dated 23 May 2011; pub. 27 Oktober 2012, bull. no. 30. RU 2 465 486 C1. (Russ.). 3. GAZPROM TRANSGAZ KAZAN. Mobile compressor station for gas evacuation from a deactivated section of a trunk gas pipeline [Mobilnaya kompressornaya stantsiya dlya otkachki gaza iz otklyuchennogo uchastka magistralnogo gazoprovoda (varianty)]. Inventors: R.A. KANTYUKOV, I.M. TAMEYEV, R.R. KANTYUKOV, et al. Appl.: no. 2011120296/28 dated 23 May 2011; pub. 10 January 2012; bull. no. 1. RU 112290 U1. (Russ.). 4. GAZPROM TRANSGAZ KAZAN. Device for defl ating a section of a trunk gas pipeline [Ustroystvo oporozhneniya uchastka magistralnogo truboprovoda ot gaza]. Inventors: R.A. KANTYUKOV, R.K. GIMRANOV, R.R. KANTYUKOV, et al. Appl.: no. 2012101586/06 dated 17 January 2012; pub. 10 July 2012; bull. no. 19. RU 118021 U1. (Russ.). 5. GAZPROM TRANSGAZ KAZAN. Gas pumping compressor station (versions) [Kompressornaya stantsiya dlya perekachki gaza (varianty)]. Inventors: R.A. KANTYUKOV, R.R. KANTYUKOV, M.B. KHADIYEV, et al. Appl.: no. 2014100437/06 dated 09 January 2014; pub. 10 March 2015; bul. no. 7. RU 2 543 710 C1. (Russ.). 6. KARIBULLINA, F.R.. et al. Arrangement of repair and support services for gas compressor units [Organizatsiya remontnykh i servisnykh rabot gazoperekachivayushchikh agregatov]. Kazan: Kazan National Research Technological University, 2016. (Russ.). 7. Flow Vision 5.6: user guide. 8. MERKULOV, A.P. Eddy effect and its application in engineering [Vikhrevoy effect i yego primeneniye v tekhnike]. Moscow: Mashinostroyeniye, 1969. (Russ.). 9. SOKOLOV, N.V., et al. Measurement and description procedure for a stand aimed at testing gas dynamics of a low-cost centrifugal stage and a thrust bearing on transient regimes [Metodika izmereniya i opisaniya stenda dlya issledovaniya gazodinamiki maloraskhodnoy tsentrobezhnoy stupeni i upornogo podshipnika skolzheniya na nestatsionarnykh regimakh]. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2016, no. 4, pp. 10–16. ISSN 2413-3035. (Russ.). 10. SALYAKHOV, R.X., R.R. KANTYUKOV, V.A. FUTIN, et al. Study of an eddy ejector compressor at work with a centrifugal blower [Issledovaniye vikhretokovogo ezhektsionnogo kompressora pri rabote s tsentrobezhnym nagnetatelem]. In: Proc. of the 17th International scientifi c-technical conference on compressor machinery. Kazan: Slovo, 2017. (Russ.). 11. GUTSOL, A.F. Ranque’s effect: methodical notes [Effekt Ranka: metodicheskiye zametki]. Uspekhi Fizicheskikh Nauk, 1997, vol. 167, no. 6, pp. 665–687. ISSN 0042-1294. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 34 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

УДК 539.4:536:519.6 Прогнозирование напряженно-деформированного состояния магистрального газопровода «Сила Сибири» на участках развития опасных инженерно-геокриологических процессов на основе математических моделей

О.В. Трифонов1*, В.М. Силкин1, В.П. Черний1, И.Ю. Морин1, П.А. Володин1, В.М. Ефимов2, К.Н. Большев2

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 2 ИФТПС СО РАН, Российская Федерация, 677980, Республика Саха (Якутия), г. Якутск, ул. Октябрьская, д. 1 * E-mail: [email protected]

Ключевые слова: Тезисы. В настоящее время значительное число магистральных газопроводов (МГ) проектируются магистральный и строятся в районах со сложными природно-климатическими, геокриологическими и сейсмо- газопровод, тектоническими условиями. При выборе трассы МГ, как правило, невозможно избежать участков опасный с опасными природными проявлениями (сейсмичность свыше 8 баллов, многолетнемерзлые грун- геокриологический ты, оползневые, просадочные участки и т.д.). В связи с этим одним из основных аспектов обеспе- процесс, чения эксплуатационной безопасности объектов магистральных газопроводов в северных регионах тепловое является расчетное прогнозирование развития опасных геокриологических процессов вдоль трассы взаимодействие, газопровода и их влияния на линейные сооружения МГ. механическое Прогнозирование влияния геокриологических процессов на объекты МГ возможно на основе взаимодействие, расчетных моделей теплового и механического взаимодействия трубопровода с грунтовой средой, напряженно- использующих данные о климатических, геокриологических условиях и процессах, конструктивных деформированное и технологических параметрах МГ, мониторинга его пространственного положения. состояние, В статье описана методика прогнозирования теплового режима взаимодействия МГ «Сила прочность. Сибири» с окружающим грунтом, эволюции его пространственного положения и напряженно- деформированного состояния на основе синтеза вычислительных методов термодинамики, меха- ники сплошной среды, механики конструкций, вычислительной математики. Представлен комплекс математических моделей теплового и механического взаимодействия трубопровода с окружающей грунтовой средой в условиях изменяющихся природно-климатических условий и температурных ре- жимов перекачки газа. Численная реализация расчетных моделей проведена методом конечных элементов. Модели верифицированы на основе известных решений модельных задач и данных о других объектах. Проверочные прогнозные расчеты выполнены по тем участкам МГ «Сила Сибири», где наблюдается развитие опасных геокриологических процессов.

В настоящее время значительное число магистральных газопроводов (МГ) проектируются и строятся ПАО «Газпром» в районах со сложными природно- климатическими, геокриологическими и сейсмотектоническими условиями. При вы- боре трассы МГ, как правило, невозможно избежать участков с опасными природны- ми проявлениями (сейсмичнось свыше 8 баллов, многолетнемерзлые грунты, ополз- невые, просадочные участки и т.д.). В связи с этим одним из основных аспектов обес- печения эксплуатационной безопасности объектов МГ в северных регионах является расчетное прогнозирование развития опасных геокриологических процессов вдоль трассы газопровода и их влияния на линейные сооружения МГ. Прогнозирование влияния геокриологических процессов на объекты МГ возмож- но на основе расчетных моделей теплового и механического взаимодействия трубо- провода с грунтовой средой, использующих данные о климатических, геокриологи- ческих условиях и процессах, конструктивных и технологических параметрах МГ, мониторинга его пространственного положения.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 35

Действующие федеральные норматив- При формировании состава данных по ана- ные документы в области проектирования МГ лизируемым участкам МГ «Сила Сибири» не регламентируют методы расчета и прогно- в качестве источников данных использованы: зирования воздействия опасных геокриоло- материалы проекта, ландшафтно-геокриологи- гических процессов. Публикации на эту тему ческие данные (данные рекогносцировок, опи- характеризуются неполнотой информации, сание растительности, ландшафта, картогра- спектром подходов и расчетно-аналитических фические данные, результаты сьемки участ- моделей, корректность и обоснованность кото- ков), результаты геофизических исследований, рых зачастую не анализировалась, отсутствием инженерно-геокриологического мониторинга четких критериев и обоснований применения и лабораторных исследований грунтов, спра- тех или иных расчетных инструментов. вочная литература и дополнительные инфор- В свете сказанного поставлена задача соз- мационные ресурсы. дания методов анализа и прогнозирования нап- ряженно-деформированного состояния (НДС) Математическая модель взаимодействия участков МГ «Сила Сибири» с учетом развития трубопровода с окружающим грунтом опасных геокриологических процессов в усло- на участках с многолетнемерзлыми виях меняющегося климата. Результаты ее ре- грунтами (ММГ) и опасными шения изложены далее. геокриологическими процессами

Состав и структура исходных данных Формулировка задачи теплового взаимо- Задача прогнозирования взаимодействия тру- действия трубопровода с грунтом в условиях бопровода с окружающим грунтом в условиях фазовых переходов и изменения влажност- изменения режимов перекачки газа, при- ного режима грунтов. Процессы промерзания- родно-климатических условий, развития гео- оттаивания описываются уравнением тепло- криологических процессов находится на сты- проводности для нестационарного теплового ке нескольких дисциплин, что определяет зна- режима в трехмерном грунтовом простран- чительный объем необходимых исходных дан- стве [1]: ных. Прежде всего были сформулированы тре- CTw бования к структурированию исходных дан- div(Ȝ grad TG ) , (1) wt ных (табл. 1): для объектов сбора данных (га- зопровод, окружающая природная среда) вве- где С – объемная теплоемкость; λ – коэффициент дены уровни данных; нижний уровень (группа) теплопроводности; G – мощность распреде- состоит из набора физических параметров, ха- ленных теплоисточников в расчете на едини- рактеризующих определенный аспект объекта цу объема; T – температура грунтовой среды; сбора данных. t – время.

Таблица 1 Структура исходных данных Уровень данных Объект класс группа Основные параметры Проектные Механические параметры материалов конструктивные Теплофизические параметры материалов Газопровод решения Конструктивные решения по трассе МГ Данные пространственного положения по трассе МГ Технологический режим Изменение температуры и давления газа в расчетном периоде Данные мониторинга Фактическое пространственное положение по трассе МГ Климатические условия Данные о климатических условиях Геокриологические Механические параметры грунтов по трассе МГ Окружающая условия и развитие Теплофизические параметры грунтов по трассе МГ природная среда опасных Температурный режим грунтов по трассе МГ геокриологических Влажностный режим грунтов по трассе МГ процессов Опасные геокриологические процессы по трассе МГ

№ 2 (44) / 2020 36 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

При тепловом взаимодействии сооружений переходов) могут быть описаны единым диф- с грунтами оснований в криолитозоне наибо- ференциальным уравнением лее существенными процессами являются от- wI таивание и промерзание грунтов. При фазовых div[Ȝ()grad()].ITI (4) wt превращениях «лед – вода» теплопроводность и теплоемкость грунта изменяются. Энтальпийная формулировка (3), (4) при- В глинистых грунтах фазовые превраще- менима и к задачам с фазовыми переходами ния воды в лед и обратно не носят характера в спектре температур, и к комбинированным резкого фазового перехода, а происходят в диа- задачам, когда часть скрытой теплоты выде- пазоне (спектре) температур, ширина которо- ляется при фиксированной температуре фазо- го определяется видом кривой содержания не- вого перехода, а другая часть – в спектре отри- замерзшей воды. В результате граница раздела цательных температур. фаз оказывается размытой. Для учета данного Объемная теплоемкость грунта может быть явления грунт рассматривается в качестве од- представлена как функция температуры: нофазной системы с теплоемкостью C(T ), пе- ­CTTth , ! bf ; ременной как за счет плавного изменения теп- C()T ® (5) CT(), TTd , лоемкости от полностью «мерзлого» до пол- ¯ f bf

ностью «талого» значения, так и за счет скры- где Cth и Cf – объемные теплоемкости талого той теплоты фазовых превращений воды, опре- и мерзлого грунтов соответственно. деляемой по кривой содержания незамерзшей Для незасоленных грунтов1,2, находящихся воды. В этих условиях коэффициент теплопро- в талом и охлажденном состояниях, когда тем- водности также является функцией температу- пература грунта выше температуры начала за-

ры. В результате уравнение теплопроводности мерзания (T > Tbf), принимает вид CCCw () U, (6) CT()w T thdwtod t div(Ȝ()grad)TT . (2) wt где Cd – удельная теплоемкость скелета грун-

Данное уравнение нелинейно, принцип су- та; Сw – удельная теплоемкость незамерзшей

перпозиции к нему неприменим, поэтому полу- воды; wtot – суммарная влажность грунта; ρd – чить аналитическое решение не удается даже плотность сухого грунта (скелета грунта). в простейших случаях. Альтернативная фор- Для незасоленных грунтов и торфа в мерз- мулировка задачи складывается в результа- лом состоянии при условии, что температура те введения энтальпии I(T ), имеющей смысл грунта ниже или равна температуре начала за-

плотности внутренней энергии [1]: мерзания (T ≤ Tbf), T dw IT() [() CuG L ( u T )]d, u (3) C [()]CCwCww   U L w U, (7) ³ v bf fdwwitotwd0ddT T0

где u – температура грунта; Lv – объемная теп- где Ci – удельная теплоемкость льда; ww –

лота замерзания (таяния) грунта; Tbf – темпе- влажность грунта за счет незамерзшей воды; 1 5 ратура фазового перехода ; T0 – произволь- L0 = 3,35·10 Дж/кг – значение удельной теп- ная температура, выбранная в качестве нача- лоты фазовых превращений «вода – лед»2.

ла отсчета энтальпии; δ(…) – дельта-функция Значения ww и Ci в зависимости от темпера- Дирака. туры могут быть получены в соответствии По энтальпии однозначно восстанавли- с Приложе нием Б СП 25.13330.20121. вается температура как функция T(I ), обрат- Для нахождения коэффициента теплопро- ная функции (3). В результате все три зоны водности незасоленных и засоленных грун-

состояний грунта (талая, мерзлая и фазовых тов в мерзлом состоянии (λf) в диапазоне

1 Здесь и далее условные обозначения величин, 2 См. РСН 67-87. Инженерные изыскания в частности подстрочные индексы как сокращения для строительства. Составление прогноза изменений слов на английском языке, даны в соответствии температурного режима вечномерзлых грунтов с СП 25.13330.2012. Основания и фундаменты численными методами / утв. постановлением на вечномерзлых грунтах. Актуализированная Государственного комитета РСФСР по делам редакция СНиП 2. 02.04-88. строительства от 20 августа 1987 г. № 152.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 37

2 температур Tbf ≥ T ≥ Tm, где Tm = –15 C° – мак- где α(t), Вт/(м ·°С), – коэффициент теплопе- симальная в годовом периоде температура редачи (теплообмена) от атмосферного возду-

грунта, можно использовать соотношение ха с температурой Ta(t) к поверхности грунта T с температурой Ƚ. wTwwm() wT ( ) OOffmfmth (O O) , (8) При наличии снежного покрова со сред- wwTtot w() m немесячной высотой hsn, м, и коэффициентом

где λth, λfm – постоянные коэффициенты теп- теплопроводности λsn, Вт/(м·°С), коэффициент лопроводности соответственно талого и пол- теплообмена вычисляется как эффективный

ностью мерзлого (для диапазона T ≤ –15 °C) коэффициент теплообмена αeff(t) по формуле [2] грунтов. 1 Для выполнения предварительных расче- D ()t , (14) eff 1 h тов коэффициенты теплопроводности незасо-  sn D O ленных, засоленных и заторфованных грунтов sn sn

в талом λth и мерзлом λfm состояниях могут быть где αsn – коэффициент теплообмена воздуха приняты по Приложению Б СП 25.13330.20121 с поверхностью снега.

в зависимости от значений wtot, ρd и степени за- В настоящее время известны несколько де- соленности. сятков эмпирических соотношений, описываю-

Величина Lv принимается равной количе- щих αsn для снега разной структуры и темпера- ству теплоты, необходимому для замерзания туры в зависимости от его плотности [3]. Здесь воды (таяния льда) в единице объема грунта, используем зависимость для среднего значе- и определяется по формуле ния данного параметра, полученную в резуль- тате обработки двадцати известных соотноше-

LLwwv 0totwd[]U. (9) ний [4]:

–2 –4 На границах расчетной области должны αsn = 9,165·10 – 3,814·10 ρsn + –6 2 быть сформулированы условия теплообме- + 2,905·10 ρsn, (15) на. На боковых и нижней границах расчетной 3 области ставится условие отсутствия теплооб- где ρsn – плотность снега, кг/м , определяемая мена по нормали к границе (условие II рода): по формуле Абэ [5]: wT 0,545hsn 0. (10) Usn 185,4 ˜ 10 . (16) wn Ƚ На внутренней поверхности трубы за- Соотношение (16) является результатом дается зависимость температуры от времени обработки эмпирических данных. в соответствии с данными о температуре пере- При отсутствии снежного покрова эф-

качиваемого газа Tg(t) (условие I рода): фективный коэффициент теплопередачи соответствует конвективному коэффициенту TTt (). Ƚ g (11) теплопередачи α(t) = αc(t), где конвективный коэффициент теплообмена поверхности грун- 2 На границе, соответствующей дневной та с воздухом, αc(t), Вт/(м ·°С), вычисляется поверхности грунта, принимается граничное по формуле [6]: условие III рода: ­6,16d 4,19uu , 0 5; Dɫ ()t ® (17) wT 7,56uu0,78 ,0, 5d 3 O qq  , (12) ¯ wn cr Ƚ где u – средняя на рассматриваемом периоде

где qc – плотность теплового потока к поверх- скорость ветра, м/c. ности за счет конвективного теплообмена, Таким образом, коэффициент теплопере- 2 Вт/м ; qr – плотность теплового потока за счет дачи α(t) в общем случае определяется соотно- радиационного теплопритока, Вт/м2. шением Конвективный теплоприток определяется ­D!eff()t ,0h sn ; соотношением D()t ® (18) ¯Dɫ ()t , hsn 0. qtTTt D()[  () ], caȽ (13)

№ 2 (44) / 2020 38 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Плотность теплового потока за счет радиа- и минерального составов, генезиса, физико-хи- ционного теплопритока определяется соотно- мических, миграционных процессов. шением [7, 8] В отечественной научно-методической и нормативной литературе приняты две 1() At qt Q () , (19) основные характеристики деформационных rs t m свойств оттаивающих грунтов, установленные

где Qs(t) – суммарная за месяц солнечная ра- Н.А. Цытовичем [9] на основе анализа умень- диация на горизонтальную поверхность при шения пористости при оттаивании и уплотне- средних условиях облачности, Вт·ч/м2; A(t) – нии (рис. 1):

альбедо поверхности, принимаемое в зависи- • коэффициент оттаивания (Ath, д.е.), рав- мости от сезона и характеристик поверхности; ный относительной осадке грунта при оттаива-

tm – продолжительность расчетного месяца, ч. нии в условиях отсутствия внешней нагрузки; –1 • коэффициент сжимаемости (mth, МПа ), Процессы просадок грунтов при оттаи- равный отношению приращения относитель- вании. Строительство и эксплуатация МГ вы- ной условно стабилизированной деформации зывают изменения в естественном температур- (Δε) к приращению напряжения от внешней ном режиме грунтов. При положительной тем- ǻİ пературе перекачиваемого газа происходит от- нагрузки (Δσ, МПа): m . th ǻı таивание мерзлого грунта вокруг трубопрово- да. Процесс оттаивания сопровождается значи- Значения указанных характеристик опре- тельным изменением объема грунта, что связа- деляются ступенчатым нагружением в лабора- но с уменьшением объема воды при переходе торных условиях: при компрессионном уплот- из твердого состояния в жидкое. Также проис- нении либо полевыми испытаниями горячим ходит значительное снижение несущей способ- штампом. ности из-за разрушения цементирующих свя- В соответствии с СП 2513330.20121 осад- зей между льдом и минеральными частицами ку основания, оттаявшего в процессе эксп- грунта и повышения содержания незамерзшей луатации сооружения, следует определять воды [1, 9–11]. по формуле Оттаявший грунт дает значительную осад-

ку, уровень которой зависит от начальной льдис- s = sth + sp, (20) тости, типа и физических характеристик грунта.

Строение мерзлых грунтов (структура и тексту- где sth – составляющая осадки, обусловленная ра) существенно влияют на деформацию и фор- действием собственного веса оттаявшего грун-

мирование физических и механических свойств та; sp – составляющая осадки, обусловленная при оттаивании. Льдистые грунты всегда про- седают. Коэффициент пористости их резко сни-

жается в процессе оттаивания. Указанное сниже- İ ние в песчаных грунтах проявляется в меньшей мере, чем в глинистых [10, 11]. Опубликовано достаточно много законо- мерностей, позволяющих рассчитать осадку оттаивающих грунтов на основании основных Į физических свойств грунтов (плотности мерз- лого грунта, скелета грунта, частиц грунта, mth = tgĮ влажности, льдистости, числа пластичности)3. A Все расчетные формулы для определения осад- th ки оттаивающих грунтов по их физическим характеристикам являются приближенными, так как невозможно численно учесть влияние криогенной текстуры, гранулометрического ıɆɉɚ Рис. 1. Зависимость стабилизированной 3 См. СТО Газпром 2-2.1-249-2008. Магистральные газопроводы. деформации ε от напряжения σ

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 39

дополнительным давлением на грунт под и свойств грунта большинство практических действием веса сооружения. задач в общем случае не допускают прямого

n аналитического решения. Численные методы sAmh (,V) (21) на основе метода конечных элементов, актив- th¦ thiii th zg i i 1 но развивающиеся в последние десятилетия, где A , m – коэффициенты соответственно представляют альтернативный подход к реше- thi thi оттаивания и сжимаемости i-го слоя оттаяв- нию таких задач [19–23]. шего грунта; σ – вертикальное напряжение Далее применена наиболее эффективная zgi от собственного веса грунта в середине i-го с вычислительной точки зрения модель балоч-

слоя; hi – толщина i-го слоя оттаявшего грунта. ного типа, основанная на представлении трубо- Коэффициенты A и m надлежит устанавли- провода в виде совокупности балочных конеч- thi thi вать, как правило, по данным полевых испыта- ных элементов. Современные балочные эле- ний мерзлых грунтов горячим штампом по ме- менты учитывают геометрические (большие тодике ГОСТ 20276 «Грунты. Методы полево- перемещения и деформации) и физические го определения характеристик прочности и де- (пластические деформации) нелинейности, что формируемости». позволяет моделировать предельные состояния

Составляющая осадки sp под действием трубопроводных конструкций, связанные с об- веса сооружения имеет значение при расче- щим изгибом трубопровода и растяжением- те массивных фундаментов. Применительно сжатием. к подземным трубопроводам данная состав- Поведение материала трубы описано ляющая не вносит существенного вклада в об- в рамках модели теории пластического тече- щую осадку. Применение соотношения (21) ния с критерием текучести Мизеса и нелиней- для расчета просадок подземных трубопрово- ным упрочнением. Критерий текучести опреде- дов описано в ряде публикаций [7, 8, 12–15]. ляется соотношением [24, 25]:

Задача механического взаимодействия f = σeq – σ0(Wp) = 0, (22) трубопровода с грунтом. Общая постановка

задачи основана на базовых уравнениях меха- где σeq – эквивалентные напряжения, которые

ники деформируемого твердого тела [16, 17] выражаются через второй инвариант J2 де-

и включает следующие составляющие: виатора напряжений по формуле Veq 3.J 2

а) уравнения равновесия; Параметр текучести σ0 является функцией ра- б) связь напряжений и деформаций (физи- боты напряжений на пластических деформа-

ческий закон); циях Wp. в) соотношения, связывающие деформа- Для вычисления закона упрочнения в мо- ции с перемещениями. дели пластичности задается кривая одно- Кроме того, на поверхности, ограничиваю- осного растяжения. В работе применена ап- щей тело, должны быть удовлетворены крае- проксимация кривой одноосного растяжения вые условия, наложенные на перемещения или σ – ε с использованием уравнения Рамберга – напряжения, а именно: Осгуда [26], которое можно представить в виде • статические, т.е. заданы силы; n VVVy §· • кинематические, т.е. заданы переме- H A ¨¸, (23) EE¨ V ¸ щения. © y ¹

При описании трубопровода в виде ба- где σy – предел текучести; E – модуль упругос- лочной или оболочечной конструкции приме- ти; A и n – параметры модели, вычисляемые няются соответствующие теории балок или по формулам: оболочек, вытекающие из общих уравнений ªº§·Vu механики твердого тела при введении допол- ln«» 500¨¸Gp  E ©¹E нительных статических и кинематических ги- An 0,002 ; ¬¼, (24) 4 Vy §·V потез [18]. ln u ¨¸¨ ¸ При учете физически нелинейного (упру- ©¹Vy гопластического) поведения материала трубы

где σu – предел прочности; δp – деформация, 4 См. Прочность, устойчивость, колебания: справ. соответствующая σ . в 3-х т. – М: Машиностроение, 1968. u

№ 2 (44) / 2020 40 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Взаимодействие трубопровода с окружаю- 2. На основе выполненного анализа дан- щим грунтом описывается с помощью элемен- ных выделяются приоритетные участки для тов нелинейных связей («грунтовых пружин»), выполнения прогнозных расчетов. помещенных в узлах балочной модели трубо- 3. Формируются исходные данные по выб- провода. Грунтовые пружины в соответствии ранным участкам для построения расчетных со своей ориентацией представляют взаимо- моделей теплового и механического взаимо- действие трубопровода с грунтом в продоль- действия трубопровода с грунтовой средой при ном, поперечном горизонтальном и попереч- развитии геокриологических процессов. ном вертикальном направлениях (рис. 2). 4. Проводится обработка исходных дан- Соответствующие грунтовым пружинам ных для реализации моделей теплового и меха- зависимости «сила – перемещение» позво- нического взаимодействия МГ с грунтами при ляют моделировать неупругие свойства грун- их промерзании и оттаивании. На данном эта- тов. Как правило, данные зависимости за- пе формируются непосредственно параметры даются в виде билинейных диаграмм [27, 28]. модели теплового и механического взаимо- Далее применяются полуэмпирические соот- действия МГ с грунтовой средой на анализи- ношения [28], основанные на эксперимен- руемом временно́м интервале, необходимые тальных данных. для выполнения расчета: Следует отметить, что оболочечные мо- • данные о теплофизических параметрах дели трубопровода позволяют моделировать грунтов в зависимости от температуры; сложные механизмы развития предельного • данные о механических характеристи- состояния трубопроводов под воздействием ках грунтов в зависимости от их состояния необратимых подвижек грунта, в том чис- (мерзлое/талое); ле местную потерю устойчивости критически • граничные и начальные условия для нагруженного сечения и последующее разви- моделей теплового и механического взаимо- тие закритических деформаций. Тем не ме- действия. нее вычислительная сложность и существен- 5. Осуществляется построение математи- ный объем необходимой исходной информации ческой модели температурного взаимодейст- дают основание сделать выбор в пользу более вия трубопровода с окружающим грунтом простой балочной модели для значительного в характерных точках выбранных участков. числа практических задач. С учетом характера изменения температур- ных полей вдоль трассы, объема имеющихся Алгоритм расчета данных, точности и полноты климатических Общий алгоритм решения задачи о прогнози- характеристик, необходимой точности, вы- ровании взаимодействия трубопровода с окру- числительных и временны́ х ресурсов моде- жающим грунтом состоит из последователь- лирование температурного взаимодействия ности взаимосвязанных этапов. трубопровода с грунтовой средой осуществ- 1. Проводится сбор и анализ данных ляется в рамках решения двухмерной неста- по наблюдаемым участкам развития опасных ционарной задачи теплопроводности с фазо- геокриологических процессов по трассе. выми переходами. Решение проводится для

z y x ɗɥɟɦɟɧɬɵɬɪɭɛɵ3,3(

Ƚɪɭɧɬɨɜɵɟɩɪɭɠɢɧɵ± ɷɥɟɦɟɧɬɵ&20%,1

Ƚɪɚɧɢɱɧɵɟɭɫɥɨɜɢɹ

Рис. 2. Балочная модель конечных элементов (фрагмент)

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 41

сечений, ортогональных продольной оси га- инженерно-геологических процессов на линей- зопровода. ную часть МГ на основе выполненных прогноз- 6. В результате решения нестационарной ных расчетов. температурной задачи на анализируемом интер- вале времени получаем данные об эволюции: Численное моделирование и анализ • температурных полей; результатов • зон промерзания и протаивания грунта. 7. На основании полученного решения Модельная задача о промерзании грун- температурной задачи проводится расчет ха- та вокруг трубы [29]. Рассматривается труба рактеристик развития механических грунтовых диаметром 30 см, заглубленная в грунт на 30 см процессов (просадок, пучения грунта) на ана- ниже его поверхности. Температура грунта лизируемом временно́м отрезке, а именно про- на поверхности постоянна и составляет 3 °C. странственного и временно́го изменения де- Температура на внутренней поверхности трубы формаций морозного пучения и просадки. принята равной минус 2 °C. Теплофизические 8. Анализируются расчетные параметры свойства грунта приведены в табл. 2. Дополни- грунтовых воздействий (интенсивность про- тельно при решении нестационарной темпе- садок, пучения), выделяются критически опас- ратурной задачи с учетом фазовых переходов ные участки. в спектре отрицательных температур исполь- 9. Для выбранных критически опас- зованы температурные зависимости коэффи- ных участков строятся модели механического циента теплопроводности и содержания неза- взаимодействия МГ с окружающим грунтом. мерзшей воды [30]. 10. На следующем этапе решается задача Ниже сопоставлены опубликованные ре- механического взаимодействия трубопровода зультаты решения задачи с использованием с грунтом в физически и геометрически нели- нескольких расчетных моделей [29–31], а также нейной постановке на анализируемом интерва- разработанной новой модели теплового взаимо- ле времени для исследуемых участков. действия ANSYS (рис. 3). Сравни тельный ана- 11. Проводится анализ результатов расче- лиз показал, что все рассмотренные модели дают та, включающий: близкие результаты (табл. 3). Следовательно, • классификацию участков по прогнози- модель ANSYS [32] позволяет получить кор- руемой опасности, составление перечня крити- ректные результаты расчета температурных по- чески опасных участков МГ; лей в грунтовом массиве. • прогноз сценария развития опасных ин- женерно-геокриологических процессов на выяв- Прогнозирование НДС участка ленных критически опасных участках МГ без МГ «Сила Сибири». В качестве примера применения дополнительных мероприятий. реа лизации методики прогнозирования НДС 12. Выполняется разработка рекомен- газопровода рассмотрен участок МГ «Сила даций и мероприятий по предупрежде- Сибири» с параметрами, характерными для нию и минимизации воздействия опасных региона прокладки (табл. 4). Расчетный

Таблица 2 Теплофизические свойства грунта Свойство Мерзлый грунт Талый грунт Теплопроводность, МДж·с–1·м–1·°С–1 0,15552 0,12960 Объемная теплоемкость, МДж·м–3·°С–1 1,95 1,95 Удельная теплота фазовых превращений «вода – лед», МДж·м–3 334 Влажность грунта 0,3772 0,3772

Таблица 3 Положение фронта промерзания вокруг трубы: сравнительные результаты моделирования Положение фронта Расстояние до фронта промерзания, м относительно трубы Coutts and Konrad [29] TEMP/W [30] Termoground [31] ANSYS [32] Ниже 0,60 0,65 0,60 0,608 Справа 0,23 0,23 0,24 0,224

№ 2 (44) / 2020 42 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

аб

вг

±± ±± ±± ±  

Ɍɟɦɩɟɪɚɬɭɪɚƒɋ     Рис. 3. Распределения температуры в грунте вокруг трубы по прошествии двух лет (730 дней) ее эксплуатации, полученные на моделях: а – ANSYS; б – Coutts and Konrad (1994 г.); в – TEMP/W; г – Termoground

Таблица 4 Основные параметры газопровода Рабочее давление, Наружный диаметр, Толщина стенки, Температурный Класс прочности МПа мм мм перепад, °С труб 9,8 1420 21,7 40 K60

интервал прогнозирования принят равным в диапазоне –3…+3 °С на первом году эксп- 5 годам. луатации с последующим скачком средних Обработка исходной информации о при- температур со второго года эксплуатации родно-климатических условиях состоит до +11…+15 °С с пиковыми значениями в теп- в оцифровке и построении на рассматриваемом лый период до +26 °С. временно́м интервале зависимостей следую- С использованием данных о физических щих параметров: среднемесячной температу- свойствах грунтов получены зависимости эн- ры, высоты снежного покрова, скорости ветра, тальпии и коэффициента теплопроводности суммарной за месяц солнечной радиации на го- грунтов от температуры. Коэффициенты от- ризонтальную поверхность при фактических таивания и коэффициенты сжимаемости грун- условиях облачности, альбедо поверхности. тов приняты по имеющимся проектным дан- Подготовка данных для расчетной моде- ным и дополнены на основе справочной ин- ли включает расчет теплофизических харак- формации.

теристик, а именно: λsn; αsn; αeff; qr. Расчетные Численная конечно-элементная (КЭ) мо- значения указанных параметров, полученные дель для прогнозирования теплового взаимо- на основе природно-климатических данных для действия трубопровода с грунтом реализует метеостанции в Алдане, приведены на рис. 4. энтальпийную формулировку нестационар- Дополнительно для расчета оцифрованы ной задачи теплопроводности (3)–(9) и при- данные о температуре перекачиваемого газа. нимает во внимание фазовые переходы в спек- Этот параметр характеризуется значениями тре отрицательных температур для грунтов,

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 43

0,6

ȼɬ ɦāƒɋ 0,4 sn Ȝ а

0,2

0 15 āƒɋ 2

ȼɬ ɦ 10 sn Į б

5

0 15 āƒɋ 2

ȼɬ ɦ 10 eff Į в

5

0

2 200 ȼɬɦ r

q 150

100 г

50

0 6 12 18 24 30 36 42 48 54 60 tɦɟɫ Рис. 4. Расчетные значения теплофизических параметров

сопровождающие процессы промерзания- слои торфа, песка гравелистого и гранита низ- оттаивания, нестационарные граничные усло- кой прочности. Размер расчетной области опре- вия, учитывающие изменение расчетных тем- деляется из условия минимизации влияния гра- ператур газа и условий окружающей среды ничных условий5 на боковой и нижней грани- на расчетном интервале. цах области на эволюцию температурных по- На основе анализа информации о распре- лей вокруг трубы. В КЭ-модели также учтена делении грунтов по глубине построено расп- ределение свойств грунтовой среды по глубине 5 См. в разделе «Формулировка задачи теплового в модели теплового взаимодействия трубопро- взаимодействия трубопровода с грунтом в условиях фазовых переходов и изменения влажностного вода с грунтом. Геологический разрез содержит режима грунтов».

№ 2 (44) / 2020 44 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

конструкция трубы, предполагающая слой изо- данных построены зависимости от времени

ляционного покрытия с соответствующими толщины hth, м, слоя протаивания грунта под теплофизическими характеристиками. нижней образующей трубопровода и абсолют- Далее рассмотрим расчетный пример: глу- ной величины просадки грунта под трубопро-

бина заложения трубопровода на участке пере- водом |Δyth|, м (рис. 6). хода принята равной 2,9 м, кроме того, в соот- Расчет механического взаимодействия под- ветствии с инженерно-геологическими данны- земного трубопровода с грунтом при эволю- ми на участке принято начальное значение рас- ции просадок на расчетном интервале реализо- пределения температуры модели минус 0,5 °С. ван в программном комплексе ANSYS 15.0 [32] В результате решения задачи теплового взаимо- в соответствии с методикой, описанной в раз- действия трубопровода с окружающим грун- деле «Формулировка задачи механического том получена история изменения температур- взаимодействия трубопровода с грунтом...». ного поля вокруг трубопровода на рассматри- Просадки грунта задавались с помощью сме- ваемом интервале времени. На рис. 5 показано щения диаграммы деформирования грунта распределение температуры грунта на 6-й ме- в вертикальном направлении на участке сопро- сяц 2-го года эксплуатации трубопровода. тивления грунта движению трубы вниз (рис. 7). В результате обработки полученного массива На участке просадки грунта сопротивление грунта возникает после перемещения трубы вниз на заданную величину просадки (факти- чески моделируется зазор заданной величины между трубой и грунтом). Длина расчетного участка L принята рав- ной 600 м. В качестве граничных условий нало- жены связи на все степени свободы трубопро- 23,3038 вода в начальной точке участка (защемление 20,6587 18,0137 в грунте) и связь на линейное поперечное сме- 15,3687 щение трубы в конечной точке участка. Также 12,7236 10,0786 наложены связи на смещения свободных кон- 7,43359 цов грунтовых пружин. 4,78856 2,14353 Положение участка просадки принима- –0,501497 лось в центральной части расчетного участ-

Рис. 5. Распределение температуры, °С, грунтовой ка. Протяженность участка просадки Ls при- среды на 6-м месяце 2-го года эксплуатации нята равной 50 м из условия полного провиса

0,4 10 ɦ ɦ | th th h y _ǻ 8 0,3

6 0,2 4

0,1 2

0 0 0 365 730 1095 1460 1825 tɫɭɬ Рис. 6. Эволюция глубины оттаивания грунта и абсолютной величины просадки грунта под трубопроводом

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 45

Q История изменения просадки на рас- четном интервале времени 5 лет задава- + Qu лась в соответствии с данными, показанными на рис. 6, квазистатически за 60 шагов при ав- томатическом контроле сходимости. На каж- дом шаге решения переменные, характеризую- q – ǻy u th щие НДС трубопровода, выводились в файлы данных для последующего анализа. При рас- q + q u чете НДС трубопровода задавались распреде- ленные нагрузки, возникающие под действием веса трубопровода, вышележащего грунта и веса балластирующих устройств. Также зада- ны внутреннее давление и температурный пе- репад. Результаты расчета НДС трубопровода – Qu при максимальной величине просадки проил- люстрированы рис. 9 в форме распределений Рис. 7. Диаграмма взаимодействия по участку трубопровода эквивалентных нап- трубопровода с грунтом в вертикальном ряжений и деформаций.

направлении на участке с просадкой Δyth: На рис. 10 показана эволюция напряжений + – + – Qu , Qu , qu , qu – характерные точки диаграммы и деформаций на рассматриваемом временно́м зависимости удельной силы сопротивления интервале. Пунктирными линиями обозна- грунта (Q) от взаимного перемещения (q) чены предельные значения продольных нап- трубы и грунта ряжений по критериям прочности, изложен- ным в СП 36.13330.2012 «СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы». трубопровода на заданную величину просад- Анализ результатов модельного расче- ки (рис. 8). Учитывая существенную неоп- та позволяет сделать следующие основные ределенность фактических грунтовых усло- выводы. вий на участке, при расчете приняли наиболее Максимальные продольные деформации консервативное предположение о форме про- и напряжения возникают на верхней и нижней филя просадки (см. рис. 8). образующих трубопровода на концах участка

ɉɪɨɮɢɥɶɩɪɨɫɚɞɤɢ

Ls Рис. 8. Моделирование просадки грунта

аб

Рис. 9. Распределение эквивалентных напряжений, Па, (а) и деформаций, д.е., (б) на участке просадки

№ 2 (44) / 2020 46 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

600 Ɇɉɚ ıɆɉɚ 400

200

а 0

±Ɇɉɚ –200

–400

0,4 , % İ

0,2

б 0

–0,2

–0,4 0 365 730 1095 1460 1825 tɫɭɬ

ɇɚɩɪɹɠɟɧɢɹ ɚ ɢɞɟɮɨɪɦɚɰɢɢ ɛ  ɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɵɟɩɪɨɞɨɥɶɧɵɟ ɦɢɧɢɦɚɥɶɧɵɟɩɪɨɞɨɥɶɧɵɟ ɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɵɟɷɤɜɢɜɚɥɟɧɬɧɵɟ

Рис. 10. Эволюция на рассматриваемом временно́м интервале максимальных и минимальных продольных и максимальных эквивалентных напряжений (а) и деформаций (б)

просадки. Максимальные продольные дефор- документах6 для анализа интенсивных грунто- мации сжатия возникают на нижней образую- вых воздействий на подземные трубопроводы. щей трубопровода, а растяжения – на верхней Следует отметить, что для интенсив- образующей. ных грунтовых воздействий (просадки, пу- Уровень максимальных по модулю сжи- чения, воздействия активных тектонических мающих напряжений превышает критерий, разломов, оползни и т.д.) перед достижением установленный в СП 36.13330.2012. Остальные критического предельного состояния трубо- критерии прочности выполняются. провод испытывает существенные неупругие Уровень продольных деформаций не яв- ляется критическим с точки зрения деформа- 6 См. СТО Газпром 2-2.1-249-2008 «Магистральные газопроводы» и ГОСТ Р 55989-2014 «Магистральные ционных критериев, введенных в нормативных газопроводы. Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа. Основные требования».

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 47

деформации. Соответственно, критерии до- Выполнены расчеты по характерным пустимых напряжений, традиционно исполь- участкам МГ, включающие прогноз эволюции зуемые при проектировании трубопроводов, просадок и анализ параметров НДС на рас- должны быть заменены критериями предель- сматриваемом интервале времени. С учетом ных состояний, основанными на характерис- неполноты исходных данных в части грунтово- тиках деформаций. С учетом этого нарушение геологических условий, характеристик оттаи- критерия по продольным напряжениям не сле- вания и сжимаемости грунтов, механических дует считать определяющим при оценке НДС и теплофизических характеристик грунтов, трубопровода на участке развития просадок. изменения глубины заложения МГ на участ- ке расчет НДС выполнялся в рамках консер- *** вативных предположений относительно про- Таким образом, разработана комплекс- филя и протяженности участка просадок для ная методика анализа и прогнозирования НДС различных сочетаний возможных параметров участков МГ «Сила Сибири» на участках раз- грунтов и глубины заложения МГ. Результаты вития опасных геокриологических процессов, расчета участков с характерными свойства- включающая модели теплового и механическо- ми показывают, что в процессе эксплуатации го взаимодействия трубопровода с грунтовой МГ при заданных температурах перекачки газа средой при изменении температурных режи- на расчетном интервале происходит растепле- мов эксплуатации и климатических условий. ние грунта с возможным развитием просадок. В процессе выполнения работы сформулирова- Прогнозируемый на основе имеющихся дан- ны требования к составу и структуре исходных ных уровень параметров НДС не является кри- данных, необходимых для выполнения расчет- тическим с точки зрения несущей способности ных исследований, разработан алгоритм расче- трубопровода. та, осуществлена реализация расчетных моде- Повышение достоверности и обоснован- лей в программном комплексе ANSYS, прове- ности прогнозов возможно на основе данных дена верификация расчетных моделей на осно- мониторинга фактического пространственно- ве известных решений модельных задач. го положения МГ в процессе эксплуатации, Верификация показала, что модели позволяют а также уточнения механических и теплофизи- получить решения модельных задач, соответст- ческих характеристик грунтов. вующие опубликованным результатам.

Список литературы 1. Основы геокриологии. Ч. 5: Инженерная 6. Гишкелюк И.А. Прогнозирование геокриология / под ред. Э.Д. Ершова. – оттаивания многолетнемерзлых грунтов М.: МГУ, 1999. – 526 с. вокруг подземного трубопровода большой протяженности / И.А. Гишкелюк, 2. Павлов А.В. Расчет и регулирование Ю.В. Станиловская, Д.В. Евланов // Наука мерзлотного режима почвы / А.В. Павлов; отв. и технологии трубопроводного транспорта ред. П.И. Мельников. – Новосибирск: Наука, нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 1 (17). – Сиб. отделение, 1980. – 240 с. С. 20–25. 3. Осокин Н.И. Коэффициент теплопроводности 7. Горохов Е.Н. Методика и программа снега и его изменчивость / Н.И. Осокин, компьютерного моделирования температурного А.В. Сосновский, Р.А. Чернов // Криосфера режима вмещающего нефтепровод грунтового Земли. – 2017. – Т. XXI. – № 3. – С. 60–68. массива для условий криолитозоны / 4. Осокин Н.И. К оценке влияния изменчивости Е.Н. Горохов, В.И. Логинов, М.А. Козлов характеристик снежного покрова и др. // Приволжский научный журнал. – на промерзание грунтов / Н.И. Осокин, 2011. – № 4 (20). – С. 167–175. Р.С. Самойлов, А.В. Сосновский и др. // 8. Новиков П.А. Оценка результатов Криосфера Земли. – 1999. – Т. III. – № 1. – прогнозирования ореола оттаивания С. 3–10. вокруг трубопровода на участках 5. Беховых Л.А. Основы гидрофизики: учеб. с многолетнемерзлыми грунтами / пособие / Л.А. Беховых, С.В. Макарычев, П.А. Новиков, А.А. Александров, И.В. Шорина. – Барнаул: АГАУ, 2008. – 172 с. В.И. Ларионов // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер.: Естественные науки. – 2013. – № 1 (48). – С. 73–81.

№ 2 (44) / 2020 48 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

9. Цытович Н.А. Механика мерзлых грунтов / 20. Трифонов О.В. Моделирование развития Н.А. Цытович. – М.: Высшая школа, 1973. – деформаций и перехода в предельное состояние 446 с. магистрального газопровода: / О.В. Трифонов, И.Ю. Морин, Е.С. Носова // Справочник. 10. Роман Л.Т. Пособие по определению физико- Инженерный журнал. – 2013. – № 5. – C. 49–55. механических свойств промерзающих, мерзлых и оттаивающих дисперсных грунтов / 21. Trifonov O.V. Fault impact on buried steel Л.Т. Роман, М.Н. Царапов и др. – М.: КДУ: pipelines: modeling and analysis / O.V. Trifonov, Университетская книга, 2018. – 188 c. V.P. Cherniy // Advances in engineering research / ed. Victoria M. Petrova. – New York: Nova 11. Роман Л.Т. Механика мерзлых грунтов / Publishers, 2013. – Т. 7. – Гл. 2. – С. 47–89. Л.Т. Роман. – М.: МАИК «Наука / Интерпериодика», 2002. – 426 с. 22. Трифонов О.В. О применении модели пластичности Друкера – Прагера для 12. Лисин Ю.В. Оценка планово-высотного численного моделирования взаимодействия положения трубопровода на участках подземного трубопровода с грунтом / с многолетнемерзлыми грунтами / Ю.В. Лисин, О.В. Трифонов, В.П. Черний // Справочник. А.А. Александров, В.И. Ларионов и др. // Инженерный журнал. – 2017. – № 5. – С. 19–25. Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер.: Машиностроение. – 2012. – № 3. – C. 69–79. 23. Trifonov O.V. Mathematical models of pipeline- soil interaction / O.V. Trifonov, V.P. Cherniy; ed. 13. Бобко К.П. Оценка адекватности методики Justin A. Daniels // Advances in environmental определения осадки трубопровода research. – New York: Nova Publishers, 2017. – в многолетнемерзлом грунте / К.П. Бобко, Т. 58. – С. 65–103. А.А. Маленов // Современные наукоемкие технологии. – 2013. – № 8. – С. 275–276. 24. Bathe K.J. Finite element procedures / K.J. Bathe. – New Jersey: Prentice Hall, 1996. 14. Власов А.Н. Применение программного комплекса Abaqus к расчету линейных 25. Crisfi eld M.A. Non-linear fi nite element сооружений в районах с суровыми analysis of solids and structures: in 2 vls. / климатическими условиями / А.Н. Власов, M.A. Crisfi eld. – Chichester: John Wiley & Sons, Д.Б. Волков-Богородский, М.Г. Мнушкин // 2000. Инженерные системы – 2011: труды Междунар. 26. Ramberg W. Description of stress-strain curves науч.-практ. конф., Москва, 5–8 апреля 2011 г. / by three parameters / W. Ramberg, W.R. Osgood. – РУДН, ТЕСИС. – М., 2011. – С. 43–49. Washington, DC: National Advisory Committee 15. Зотов М.Ю. Опыт применения программных for Aeronautics, 1943. – Technical note № 902. комплексов для расчета напряженно- 27. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных деформированного состояния нефтепроводов, трубопроводов на прочность и устойчивость: прокладываемых на вечномерзлых грунтах / cправ. пособие / А.Б. Айнбиндер, М.Ю. Зотов, И.В. Ушаков, И.Л. Димов А.Г. Камерштейн. – М.: Недра, 1982. – 341 с. и др. // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – 28. Guidelines for the design of buried steel pipes / № 2 (6). – С. 61–65. American Lifelines Alliance. – New York: ASCE, 2001. 16. Работнов Ю.Н. Механика деформируемого твердого тела / Ю.Н. Работнов. – М.: Наука, 29. Coutts R.J. Finite element modeling of transient 1979. – 743 с. non-linear heat fl ow using the node state method / R.J. Coutts, J.M. Konrad // Ground Freezing – 94: 17. Седов Л.И. Механика сплошной среды: в 2-х т. / proc. of the 7th International symposium on ground Л.И. Седов. – М.: Наука, 1970. – Т. 1. – 492 c. – freezing, Nancy, France. 24–28 October 1994. – Т. 2. – 568 c. 1994. – C. 39–47. 18. Окопный Ю.А. Механика материалов 30. Freezing analysis of a buried pipeline. – GEO- и конструкций: учеб. для вузов / SLOPE International Ltd. – http://downloads. Ю.А. Окопный, В.П. Радин, В.П. Чирков. – geo-slope.com/geostudioresources/examples/9/0/ М.: Машиностроение, 2001. – 408 с. TempW/Freezing%20Analysis%20of%20a%20 19. Trifonov O.V. Numerical stress-strain analysis Buried%20Pipeline.pdf of buried steel pipelines crossing active strike-slip 31. Кудрявцев С.А. Промерзание и оттаивание faults with an emphasis on fault modeling aspects / грунтов: практические примеры O.V. Trifonov // J. Pipeline Syst. Eng. Pract. – и конечноэлементные расчеты / С.А. Кудрявцев, 2015. – № 6(1). – С. 4001–4008. И.И. Сахаров, В.Н. Парамонов. – СПб., 2014. 32. ANSYS 15.0. Documentation. – Canonsburg, PA: Ansys Inc.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 49

Predictive mathematical modelling of stress-strain behavior for Power of Siberia pipeline sections subject to dangerous engineering-geocryological processes

O.V. Trifonov1*, V.M. Silkin1, V.P. Cherniy1, I.Yu. Morin1, P.A. Volodin1, V.M. Yefi mov2, K.N. Bolshev2

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation 2 Institute of Physical and Technical Problems of the North named after V.P. Larionova SB RAS, Bld. 1, Oktyabrskaya street, Yakutsk, the Republic of Sakha (Yakutiya), ИФТПС СО РАН, 677980, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. Nowadays, many trunk gas pipelines are being designed and constructed in the regions with heavy climatic, geocryological and seismotectonic situation. When selecting a pipeline route, usually it is impossible to avoid sites with dangerous environmental phenomena (seismicity more than 8 balls, permafrost, earth slides, sagging, etc.). Due to these factors, supporting operational safety of gas pipeline facilities in the northlands calls for predictive modelling of dangerous geocryological processes along a pipeline route and their impact to linear pipeline structures. Prediction of geocryological effects is possible through computer simulation of heat and mechanical interactions between a pipeline and a soil medium. Such simulators use data on climatic and geocryological conditions and processes, as well as the information about the design and the process-dependent parameters of the pipeline, data on its spatial positioning. This article describes a procedure applied for prediction of the Power of Siberia pipeline thermal interaction with the surrounding soil. The named model also concerns with the evolution of the pipeline spatial location and stress- strain behavior. The simulator synthesizes computational techniques of thermodynamics, continuum mechanics, structural mechanics, numerical mathematics. Authors present a set of mathematical models describing heat and mechanical interactions of a pipeline and a soil in conditions of changing environment and varying thermal regimes of gas pumping. For numerical implementation of the design models a fi nite-element technique has been applied. The models are verifi ed by the known solutions of test problems, and data on other facilities. Test predictive calculations have been done for those Power of Siberia sections where the dangerous geocryological processes are developing.

Keywords: trunk gas pipeline, dangerous geocryological process, thermal interaction, mechanical interaction, stress-strain behavior, strength.

References 1. YERSHOV, E.D. (ed.). Principals of permafrost pedology [Osnovy geokriologii]. Pt. 5: Engineering permafrost pedology [Inzhenernaya geokriologiya]. Moscow: Lomonosov Moscow State University, 1999. (Russ.). 2. PAVLOV, A.V. Calculation and regulation of permafrost regime [Raschet i regulirovaniyt merzlotnogo rezhima pochvy]. Novosibirsk: Nauka, Siberian branch, 1980. (Russ.). 3. OSOKIN, N.I., A.V. SOSNOVSKIY, R.A. CHERNOV. Factor of heat conductivity for snow and its variability [Koeffi tsiyent teploprovodnosti snega i yego izmenchivost]. Kriosfera Zemli, 2017, vol. XXI, no. 3, pp. 60–68. ISSN 1560-7496. (Russ.). 4. OSOKIN, N.I., R.S. SAMOYLOV, A.V. SOSNOVSKIY, et al. On assessment of snowpack performance variability impact to freezing of soils [K otsenke vliyaniya izmenchivosti kharakteristik snezhnogo pokrova na promerzaniye gruntov]. Kriosfera Zemli, 1999, vol. III, no. 1, pp. 3–10. ISSN 1560-7496. (Russ.). 5. BEKHOVYKH, L.A., S.V. MAKARYCHEV, I.V. SHORINA. Principals of hydrophysics [Osnovy gidrofi ziki]: study guide. Barnaul, Russia: Altai State Agricultural University, 2008. (Russ.). 6. GISHKELYUK, I.A., Yu.V. STANISLAVSKAYA, D.V. YEVLANOV. Prediction of permafrost defrosting around a long buried pipeline [Prognozirovaniye ottaivaniya mnogoletnemerzlykh gruntov vokrug podzemnogo truboprovoda bolshoy protyazhennosti]. Nauka i Tekhnologii Truboprovodnogo Transporta Nefti i Nefteproduktov, 2015, no. 1(17), pp. 20–25. ISSN 2221-2701. (Russ.). 7. GOROKHOV, Ye.N., V.I. LOGINOV, M.A. KOZLOV, et al. Procedure and program for computer simulation of thermal regime for a soil body holding an oil pipeline in cryolithic conditions [Metodika i programma kompyuternogo modelirovaniya temperaturnogo rezhima vmeshchayushchego nefteprovod gruntovogo massiva dlya ysloviy kriolitozony]. Privolzhskiy Nauchnyy Zhurnal. 2011, no. 4 (20), pp. 167–175. ISSN 1995-2511. (Russ.). 8. NOVIKOV, P.A., A.A. ALEKSANDROV, V.I. LARIONOV. Estimation of prediction products for defrosting halo around a pipeline at permafrost sites [Otsenka rezultatov prognozirovaniya oreola ottaivaniya vokrug truboprovoda na uchstkakh s mnogoletnemerzlymi gruntami]. Vestnik MGTU im. N.E. Baumana. Series: Yestestvennyye Nauki, 2013, no. 1(48), pp. 73–81. ISSN 1812-3368. (Russ.). 9. TSYTOVICH, N.A. Mechanics of frozen soils [Mekhanika merzlykh gruntov]. Moscow: Vysshaya shkola, 1973. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 50 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

10. ROMAN, L.T., M.N. TSARAPOV, et al. Guide for determination of physical-mechanical properties for freezing, frozen and defrosting dispersive soils [Posobiye po opredeleniyu fi ziko-mekhanicheskikh svoystv promerzayushchikh, merzlykh i ottaivayushchikh dispersnykh gruntov]. Moscow: Knizhnyy dom “Universitet”; Universitetskaya kniga, 2018. (Russ.). 11. ROMAN, L.T. Mechanics of frozen soils [Mekhanika merzlykh gruntov]. Moscow: MAIK “Nauka / Interperiodika”, 2002. (Russ.). 12. LISIN, Yu.V., A.A. ALEKSANDROV, V.I. LARIONOV, et al. Evaluation of horizontal and vertical position for a pipeline at permafrost sites [Otsenka planovo-vysotnogo polozheniya truboprovoda na uchastkakh s mnogoletnemerzlymi gruntami]. Vestnik MGTU im. N.E. Baumana. Series: Mashinostroyeniye, no. 2012, no. 3, pp. 69–79. ISSN 0236-3941. (Russ.). 13. BOBKO, K.P., A.A. MALENOV. Validation of a procedure for determination of pipeline settlement in permafrost [Otsenka adekvatnosti metodiki opredeleniya osadki truboprovoda v mnogoletnemerzlom grunte]. Sovremennyye Naukoyemkiye Tekhnologii, 2013, no. 8, pp. 275–276. ISSN 1812-7320. (Russ.). 14. VLASOV, A.N., D.B. VOLKOV-BOGORODSKIY, M.G. MNUSHKIN. Application of Abaqus program suite to calculation of lineal installations in regions with severe climate [Primeneniye programmnogo kompleksa k raschety lineynykh sooruzheniy v rayonakh s surovymi klimaticheskimi usloviyami]. In: Proc. of International conference “Engineering systems – 2011”, 5–8 April 2011. Moscow: RUDN University, 2011, pp. 43–49. (Russ.). 15. ZOTOV, M.Yu., I.V. USHAKOV, I.L. DIMOV, et al. Practice of program suits application for calculation of stress strain behavior of oil pipelines being built over permafrost [Opyt primeneniya programmnykh kompleksov dlya rascheta napryazhenno-deformirovaniya sostoyaniya nefteprovosov, prokladyvayemykh na vechnomerzlykh gruntakh]. Nauka i Tekhnologii Truboprovodnogo Transporta Nefti i Nefteproduktov, 2012, no. 2 (6), pp. 61–65. ISSN 2221-2701. (Russ.). 16. RABOTNOV, Yu.N. Mechanics of a deformable solid body [Mekhanika deformiruyemogo tverdogo tela]. Moscow: Nauka, 1979. (Russ.). 17. SEDOV, L.I. Mechanics of continuum [Mekhanika sploshnoy sredy]. In 2 vls. Moscow: Nauka, 1970. (Russ.). 18. OKOPNYY, Yu.A., V.P. RADIN, V.P. CHIRKOV. Mechanics of materials and structures [Mekhanika materialov i konstruktsiy]: textbook for universities. Moscow: Mashinostroyeniye, 2001. (Russ.). 19. TRIFONOV, O.V. Numerical stress-strain analysis of buried steel pipelines crossing active strike-slip faults with an emphasis on fault modeling aspects. J. Pipeline Syst. Eng. Pract., 2015, no. 6(1), pp. 4001–4008. ISSN 1949-1190. 20. TRIFONOV, O.V., I.Yu. MORIN, Ye.S. NOSOVA. Modelling deformation progress and transition to limit state for a trunk gas pipeline [Modelirovaniye rasvitiya deformatsiy i perekhoda v predelnoye sostoyaniye magistralnogo gazoprovoda]. Spravochnik. Inzhenernyy zhurnal, 2013, no. 5, pp. 49–55. ISSN 0203-347X. (Russ.). 21. TRIFONOV, O.V., V.P. CHERNIY. Fault impact on buried steel pipelines: modeling and analysis. Advances in engineering research. Editor: Victoria M. PETROVA. New York: Nova Publishers, 2013, vol. 7, ch. 2, pp. 47–89. ISSN 2352-5401. 22. TRIFONOV, O.V., V.P. CHERNIY. On application of Drucker-Prager plasticity model for numerical simulation of interaction between an underground pipeline and soil [O primenenii modeli plastichnosti Drukera – Pragera dlya chislennogo modelirovaniya vzaimodeystviya podzemnogo truboprovoda s gruntom]. Spravochnik. Inzhenernyy zhurnal, 2017, no. 5, pp. 19–25. ISSN 0203-347X. (Russ.). 23. TRIFONOV, O.V., V.P. CHERNIY. Mathematical models of pipeline-soil interaction. Advances in environmental research. Editor: Justin A. DANIELS. New York: Nova Publishers, 2017, vol. 58, pp. 65–103. ISSN 2352-5401. 24. BATHE, K.J. Finite element procedures. New Jersey: Prentice Hall, 1996. 25. CRISFIELD, M.A. Non-linear fi nite element analysis of solids and structures: in 2 vls. Chichester: John Wiley & Sons, 2000. 26. RAMBERG, W., W.R. OSGOOD. Description of stress-strain curves by three parameters. Washington, DC: National Advisory Committee for Aeronautics, 1943. Technical note no. 902. 27. AYNBINDER, A.B., A.G. KAMERSHTEYN. Strength and stability calculation for trunk pipelines [Raschet magistralnykh truboprovodov na prochnost i ustoychivost]: reference guide. Moscow: Nedra, 1982. (Russ.). 28. AMERICAN LIFELINES ALLIANCE. Guidelines for the design of buried steel pipes. New York: ASCE, 2001. 29. COUTTS, R.J., J.M. KONRAD. Finite element modeling of transient non-linear heat fl ow using the node state method. In: Ground Freezing – 94: proc. of the 7th International symposium on ground freezing, Nancy, France. 24–28 October 1994, pp. 39–47. 30. GEO-SLOPE INTERNATIONAL LTD. Freezing analysis of a buried pipeline [online]. Available from: http://downloads.geo-slope.com/geostudioresources/examples/9/0/TempW/Freezing%20Analysis%20of%20 a%20Buried%20Pipeline.pdf 31. KUDRYAVTSEV, S.A., I.I. SAKHAROV, V.N. PARAMONOV. Freesing and defrosting of soils: practical examples and fi nal-elements calculations [Promerzaniye i ottaivaniye gruntov: prakticheskiye primery i konechnoelementnyye raschety]. St. Petersburg, 2014. (Russ.). 32. ANSYS 15.0. Documentation. Canonsburg, PA: Ansys Inc.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 51

УДК 620.16 : 624.046 Определение несущей способности магистрального газопровода с расслоениями и внутренними вздутиями

М.М. Алиев1*, С.П. Зайцев2,1, Р.Х. Султангареев3,1, М.Н. Попова1, Т.А. Хуснуллина1

1 Альметьевский государственный нефтяной институт, Российская Федерация, 423458, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, д. 2 2 АЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Казань», Российская Федерация, 423400, Республика Татарстан, Альметьевский р-н, РП Нижняя Мактама, Бугульминский тракт, д. 1 3 ООО «Газпром трансгаз Казань», Российская Федерация, 420073, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Аделя Кутуя, д. 41 * E-mail: [email protected]

Тезисы. В статье исследуется влияние на несущую способность труб газопровода Оренбург – Заинск Ключевые слова: различных дефектов, приобретенных трубами в период изготовления, монтажа и эксплуатации. газопровод, Внутритрубная диагностика совместно с дополнительными диагностическими обследованиями труб несущая в шурфах позволяют выявить внутренние вздутия различной пространственной геометрической способность, формы в виде выпуклых поверхностей разных размеров. Несущая способность дефектных труб оце- расслоение, нена на основании натурных гидравлических испытаний и математических расчетов. внутреннее вздутие, Результаты ресурсных испытаний показали снижение предела прочности металла трубы с рас- гидравлическое слоениями и внутренними вздутиями на 41,6 %, в то время как расслоения без изменения геометрии испытание. стенки трубы снижали предел прочности металла на 18,5 %. Разрыв катушки, изготовленной из тру- бы аварийного запаса, показал наличие ликвационной полосы, являющейся металлургическим де- фектом, а разрыв катушки с внутренним вздутием произошел в зоне расположения опорного сече- ния вздутия. Задача определения несущей способности дефектных труб решалась теоретически на базе рас- четных схем для пологих оболочек, работающих в условиях параболического свода до момента схлопывания вздутий. Также исследована возможность возникновения вздутий в период эксплуата- ции газопровода из-за температурных напряжений.

В работе изложены результаты исследования несущей способности магистраль- ного газопровода Оренбург – Заинск, который находится в эксплуатации с 1971 г. Газопровод сооружен подземно из труб типоразмерами 1020×14 мм (ФРГ и Франция) и 1020×16 мм (Швеция), изготовленных из малоуглеродистой стали с пределами прочности не ниже 560 МПа, пределом текучести не ниже 420 МПа. В настоящее время газопровод эксплуатируется с рабочим давлением 3,4 МПа. Ранее отмечалось появление с самого начала эксплуатации газопровода многочисленных дефектов и повреждений различного характера, включая расслоения [1]. Кроме того, послед- ние обследования показали, что на некоторых участках газопровода обнаруживались внутренние вздутия различных геометрических форм и существенных размеров, до- ходящих в плане от 230 до 600 мм, с высотой подъема стрелы 50…60 мм. Вопросы влияния расслоения металла на сопротивление труб разрушению рас- смотрены в ряде публикаций [2–7]. Выявлено, что расслоение не является сугубо тех- нологическим дефектом производства трубы, а может также быть обусловлено усло- виями ее эксплуатации [7]. В частности, фактором замедленного образования и раз- вития указанных дефектов может стать водородная коррозия стали. Примечательно, что в начальный период эксплуатации исследуемого газопровода по нему транспор- тировался неочищенный природный газ [1]. Примеси кислых компонентов в газе способствовали накоплению в стали водорода, инициируя структурные изменения кристаллической решетки материала [8]. В литературе [9, 10] также описаны причины образования расслоений при изго- товлении стальных труб большого диаметра. Технология производства прямошовных труб диаметром 1020…1420 мм включает на первой стадии подгибку кромок листо- вой заготовки на кромкогибочном прессе пошаговым способом одновременно с двух

№ 2 (44) / 2020 52 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

сторон. Формовка основной части завершается магистральных газопроводов оценивалась пу- газовой сваркой наружного шва и 4-дуговой тем испытания на действие внутреннего дав- сваркой внутреннего и внешнего швов трубы. ления фрагментов натурных образцов (кату- После формовки на кромкогибочном и трубо- шек) без видимых дефектов, а также плоских формовочном прессах не удается добиться тре- элементов, вырезанных из демонтированных буемой округлости трубы. При этом диаметр участков труб [12]. После испытания на разру- трубы оказывается на 0,5…1,5 % меньше тре- шающее гидравлическое давление каких-либо буемого. Для получения необходимого диа- расслоений в катушках обнаружено не было. метра и улучшения поперечной округлости Расчеты по геометрическим параметрам катуш- трубы применяется технологическая операция ки согласно безмоментной теории, а также ре- экспандирование. зультаты испытания плоских образцов показа- Максимальные окружные напряжения ли незначительные отклонения от сертифици- в стенке трубы, возникающие единственно рованных прочностных показателей. Тем не ме- из-за экспандирования, превышают предел те- нее следует отметить, что причины образования кучести металла и приводят его к упрочне- вздутий и их влияние на несущую способность нию [11]. При этом остаточные напряжения, газопроводов изучены недостаточно. полученные в результате воздействия трубо- Исходя из изложенного в настоящей рабо- формовочного пресса, в сумме с напряжением те сделана попытка связать образование опре- от экспандирования могут превышать предел деленной части внутренних вздутий с темпе-

прочности металла (σв) во внутренних волок- ратурными напряжениями, возникшими на на- нах. Например, для трубы диаметром 1420 мм чальном этапе перекачки сырого газа по газо- суммарные окружные напряжения соответст- проводу Оренбург – Заинск.

венно равны 1,254 σв и 0,437 σв [11]. Очевидно, С учетом слабой изученности и актуаль- что для трубы диаметром 1020 мм будут полу- ности вопроса была поставлена задача иссле- чены примерно такие же результаты. довать причины появления расслоений и взду- В этом случае максимальные касатель- тий на стенках труб магистрального газопрово-

ные напряжения (τмакс) в некоторых сечениях да и их влияние на его несущую способность. внутри стенки трубы (при окружном напря-

жении σ1 = 1,254σв и радиальном напряжении Экспериментальные исследования

σ2 = 0) получатся больше 0,5σв: Экспериментальные исследования по опре- делению несущей способности газопрово-

τмакс = 0,5(σ1 – σ2) = 0,5·1,254σв = 0,627σв. да на участках труб с расслоениями и образо- вавшимися при этом внутренними вздутиями Это означает, что согласно критерию было решено провести путем гидравличес- Треска – Сен-Венана условие прочности будет кого испытания образцов – катушек, выре- нарушено. По этой причине на внутренних по- занных из этих участков. В Альметьевском верхностях трубы могут образоваться трещины линейно-производственном управлении маги- и микрорасслоения сдвигового характера. стральных газопроводов (ЛПУМГ) изготови- Явление расслоения трубной стали свя- ли три образца (рис. 1, таблица). Первый обра- зывают также с образованием ликвационных зец (К1) визуально не имел дефектов-вздутий, полос при изготовлении листового проката. Ликвационные зоны, возникающие практи- чески в середине трубного проката по толщине, содержат неметаллические включения, загряз- няющие расплав. Именно в этой зоне в процес- се формирования трубы действуют максималь- ные касательные напряжения, провоцирующие расслоение металла. Сталь трубопровода после появления взду- тий теряет определенную часть первоначальной прочности на участках начала расслоения с вы- сокой концентрацией напряжений. Так, несущая способность двух длительно эксплуатируемых Рис. 1. Образцы катушек для испытания

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 53

Размеры образцов-катушек и результаты испытания на разрушающее давление

Катушка σв

, δ

мм Разрушающее среднее сертифицированное расчетное значение , отклонение давление, МПа значение / диапазон по результатам мм от среднего, % номер изменения, МПа испытаний, МПа толщина стенки длина К1 1340 13,2 480 18,5 К2 1260 9,6 350 41,6 14 589 / 560…618 В пределах К3 1270 16,9 616 сертификационного значения

однако по результатам ультразвукового конт- наименьшее разрушающее давление 9,6 МПа роля по всей длине трубы было обнаружено (рис. 3). Согласно теории такому давлению

расслоение. Второй образец (К2) имел внут- соответствует σв = 350 МПа, что равносиль-

реннее вздутие размером в плане 230×600 мм но снижению σв на 41,6 % относительно сер- со стрелой подъема 60 мм. Третий, сравнитель- тифицированного значения. На записи, сделан- ный, образец (КЗ) изготовили из трубы опера- ной в процессе видеофиксации испытаний, от- тивного запаса Альметьевского ЛПУМГ. четливо слышны два хлопка, последовавшие Гидравлические испытания каждого образ- друг за другом в течение нескольких секунд. ца проводились в три этапа с последователь- По мнению авторов, первый из них соответ- ным подъемом давления сначала до рабоче- ствовал схлопыванию внутреннего вздутия, го – 3,4 МПа, далее до 5,4 МПа, а после визуаль- а второй – разрушению образца. Разрушение ного осмотра до разрушающего (см. таблицу). произошло в зоне расположения вздутия. В результате испытаний образец К1 разрушился Образец К3, изготовленный из трубы опе- при давлении 13,2 МПа. Если исходить из без- ративного запаса, разрушился при гидро- моментной теории, при δ = 14 мм такому дав- статическом давлении 16,9 МПа, которому

лению соответствует предел прочности металла соответствует σв = 616 МПа, почти совпадаю-

σв = 480 МПа. С учетом среднего сертифициро- щее с максимальным сертифицированным зна-

ванного значения σв = 589 МПа снижение пре- чением 618 МПа. На рис. 4 четко видна лик- дела прочности металла за период эксплуатации вационная полоса, расположенная по толщине составляет 18,5 %. При визуальном осмотре сечения в середине. Поскольку данная тру- катушки К1 обнаружено расслоение металла ба не была в эксплуатации, ликвационная по- в продольном направлении с переходом на заг- лоса сохранила первоначальное положение. лушенную часть через кольцевой шов (рис. 2). Начальный участок разрыва по характеру соот- При испытании образца К2 с внутрен- ветствует образованию шейки при испытаниях ним вздутием получено, как и ожидалось, стандартных образцов.

Рис. 2. Расслоение стенки металла К1 Рис. 3. 100-миллиметровый разрыв по длине разрыва 1000 мм образца К2 в продольном направлении с раскрытием до 120 мм с раскрытием шириной 1 мм в зоне участка вздутия

№ 2 (44) / 2020 54 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

в напряжение σT во внутреннем сечении при Ʌɢɤɜɚɰɢɨɧɧɚɹɩɨɥɨɫɚ ΔT = 60 °С составит 105 МПа.

Заменяя в формуле (1) 3rв на 3rн, мож- но вычислить величину растягивающих нап- н ряжений σ T во внешней поверхности тру- бы. В рассматриваемой задаче определим н σ T = 104,5 МПа. С учетом незначительно- н сти σ T можно предположить, что созданные давлением транспортируемого газа окруж- ные напряжения будут приниматься внеш- Рис. 4. Разрыв металла катушки К3 ними волокнами. При этом сжимающие тем- в продольном направлении по всей длине пературные напряжения стремятся привести катушки 1270 мм с раскрытием до 150 мм внутренние слои к потере устойчивости. на расстоянии 100 мм от продольного шва Если температура в радиальном направле- нии изменяется по логарифмическому закону, то температурные напряжения на внутренней Причины образования внутренних вздутий поверхности будут определяться по форму- в газопроводе Оренбург – Заинск ле [13]

В трубах с ликвационными плоскостями под 2 ɜ ETĮ' ªº2rrɧɧ воздействием давления перекачиваемого газа ıT «»1ln. (2) r rr22 r вздутия не могут появиться, так как для этого 2(1Q )ln ɧ ¬¼ɧɜ ɜ r необходимы сжимающие напряжения, направ- ɜ ленные по окружности внутри трубы. Подставляя численные значения исходных в Практически с самого начала эксплуата- данных в формулу (2), получим σT = 113,5 МПа. в в ции на газопроводе начали проявляться мно- Принимая σT из условия σT ≥ σкр (где σкр – гочисленные повреждения [1]. В момент ввода критическое значение сжимающего окружно- в эксплуатацию по газопроводу транспортиро- го напряжения во внутреннем сечении), мож- вался сырой газ с рабочим давлением 2,6 МПа. но проверить условия образования вздутий. При этом перепад давлений в цепочке «сква- Для этого участок внутреннего сечения пред- жина – газопровод» составлял около 10 МПа, ставим как полосу толщиной 0,5δ = 7 мм. а температура газа на входе в газопровод в не- Критическое напряжение определим по фор- которые периоды доходила до минус 38 °С. муле [14, с. 251–252]

Таким образом, учитывая подземное располо- 2 E §·G жение газопровода с положительной темпера- Vɤɪ k 2 ¨¸, (3) 12(1Q ) ɜ турой на внешней поверхности, можно пред- ©¹ положить, что скачок температуры по толщине где в = 22 см – ширина полосы; k – коэффи- трубопровода мог составлять 50…60 °С. циент, зависящий от размеров вздутия в пла-

Температурные напряжения σT при таком не. Например, при равенстве ширины и дли- перепаде температур внутри трубы будут отри- ны полосы k = 9,4. Тогда из формулы (3) опре- цательными и определяются по формуле [13] делим

33 ETD' ªº2(rrɧɜ ) ɜ VT «»3,rɜ 22 (1) Vɤɪ 113 Ɇɉɚ |VT . 3(1Q )(rrɧɜ  ) ¬¼ rɧɜ  r где E = 2·105 МПа – модуль упругости стали; Таким образом, сжимающие температур- ν = 0 – коэффициент Пуассона; α = 125·10–7 °C–1 – ные напряжения способны образовать вздутие. коэффициент температурного расширения ста- Рассмотрим задачу определения давле-

ли; rн и rв – наружный и внутренний радиусы ния (p), приводящего к схлопыванию внут- трубы соответственно. ренних вздутий, встречающихся в газопроводе При δ = 14 мм для трубы наружным Оренбург – Заинск (рис. 5).

диаметром 1020 мм получим rв = 496 мм Рассматривая выпуклую поверхность

и rн = 510 мм. Сжимающее окружное как цилиндрическую пологую оболочку

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 55

p зафиксировано в пределах 9,6 МПа. Можно предположить, что значение р = 7,8 МПа, полу- ченное теоретическим путем, достаточно для того, чтобы вздутие исчезло. Далее при увели- чении давления, очевидно, разрушение проис- įɪ

f ходит сначала в опорных сечениях вздутия, H H а в дальнейшем распространяется в наружную поверхность катушки. l

Рис. 5. Расчетная схема внутреннего *** вздутия в виде тонкостенной оболочки Таким образом, исследованы трубы маги- параболической формы с податливыми стрального газопровода, имеющие внутренние опорами: f – стрела подъема оболочки; расслоения и вздутия. Гидравлические испыта-

l – пролет оболочки; δр – толщина расслоения ния трубных катушек с доведением их до раз- рушения показали, что дефекты в виде расслое- ний по всему телу катушки приводят к сниже- параболической формы в сечении, определим нию предела прочности стали на 18,5 %, а при опорную реакцию (H ) оболочки на ее единич- наличии вздутий во внутреннюю полость тру- ную длину l. Получим: бы способны снизить его на 41,6 %. Однако с учетом рабочего давления трубопровода, рав- pl 2 H VG , (4) ного 3,4 МПа, указанные дефекты могут быть 1 ɪ 8 f оставлены в эксплуатации.

где σ1 – горизонтальное напряжение в опорном Для теоретической оценки несущей спо-

сечении, МПа; l = 220 мм; f = 60 мм; δр = 7 мм. собности газопровода с дефектами в виде внут-

Приравнивая σ1 = σкр = 113 МПа, опреде- реннего вздутия предложено выбрать, согласно лим давление схлопывания по формуле (4): пространственной форме и размерам вздутия, один из возможных вариантов расчетной схемы 8 f VG 811360,7˜˜˜ p ɤɪ ɪ 7,8 Ɇɉɚ. в виде пологой тонкостенной оболочки, закреп- l 2222 ленной по краям на податливых опорах. При Как уже отмечалось, разрушающее дав- близких друг к другу размерах вздутия в плане ление жидкости при гидравлическом испыта- расчетную схему можно принять в виде тонко- нии катушек с внутренними вздутиями было стенного купола.

Список литературы 1. Митрофанов А.В. Анализ причин и характера 4. Зорин А.Е. Оценка опасности расслоений коррозионных повреждений в начальный металла труб под действием сложного НДС период эксплуатации магистрального методом математического моделирования / газопровода / А.В. Митрофанов, Н.А. Гафаров, А.Е. Зорин, A.Э. Толстов // Надежность Б.В. Киченко и др. // Защита от коррозии и безопасность эксплуатации линейной части и охрана окружающей среды. – М: магистральных газонефтепроводов: сб. науч. ВНИИОЭНГ, 1996. – № 10. – С. 2–11. тр. компании «ЭКСИКОМ». – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2019. – № 2. – 2. Ботвина Л.Р. Безопасность магистральных С. 65–74. и технологических трубопроводов: влияние расслоений на их работоспособность / 5. Колотовский А.Н. Работоспособность Л.Р. Ботвина, Н.А. Махутов, В.Н. Пермяков // трубопроводов высокого давления при Нефть, газ и бизнес. – 2002. – № 1. – С. 41–46. наличии внутренних расслоений металла / А.Н. Колотовский, А.Я. Яковлев, И.Н. Бирилло 3. Гареев А.Г. Исследование водородного и др. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2009. – 224 с. охрупчивания металла, приводящего к разрушению металлоконструкции / 6. Комаров А.В. Оценка работоспособности А.Г. Гареев, О.А. Насибуллина, Р.Г. Ризванов // нефтегазопроводов с внутренними Проблемы сбора, подготовки и транспорта расслоениями стенок труб: дис. ... к.т.н.: нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (107). – 25.00.19 / А.В. Комаров. – Ухта, 2012. – 161 с. С. 107–115.

№ 2 (44) / 2020 56 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

7. Толстов А.Э. Экспериментальные 11. Шинкин В.Н. Расчет максимальных напряжений исследования влияния расслоений металла в стенке трубы при экспандировании с учетом на работоспособность трубопроводов / остаточных напряжений заготовки после А.Э. Толстов, А.Е. Зорин, Е.Е. Зорин // трубоформовочного пресса SMS Meer / Экспозиция Нефть Газ. – 2018. – №7 (67). – В.Н. Шинкин, А.П. Коликов, В.И. Мокроусов // С. 62–65. Производство проката. – 2012. – № 7. – С. 25–29. 8. Конищев К.Б. Особенности механизма коррозионного растрескивания под 12. Алиев М.М. Оценка несущей способности напряжением металла труб в средах, двух магистральных газопроводов после содержащих сероводород и диоксид углерода / длительной эксплуатации испытанием К.Б. Конищев, А.М. Семёнов, А.С. Чабан на разрывную нагрузку / М.М. Алиев, и др. // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. – Р.Р. Кантюков, Ф.М. Мустафин и др. // Газовая М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. – № 3 (40): промышленность. – 2015. – № 12. – С. 56–59. Повышение надежности магистральных 13. Сопротивление материалов / под общ. ред. газопроводов, подверженных коррозионному Г.С. Писаренко. – Киев: Вища школа, 1979. – растрескиванию под напряжением. – С. 60–66. 694 с. 9. Шинкин В.Н. Остаточные напряжения 14. Шиманский Ю.А. Справочник по строительной при экспандировании стальных труб / механике корабля / Ю.А. Шиманский. – В.Н. Шинкин // Молодой ученый. – 2015. – Л.: Судпромгиз, 1959. – Т. 2. – 529 с. № 20. – С.88–93. 10. Шинкин В.Н. Упругопластическая деформация металлического листа на трехвалковых вальцах / В.Н. Шинкин // Молодой ученый. – 2015. – № 13 (93). – С. 225–229.

Experimental and theoretical determination of bearing capacity for a trunk gas pipeline with laminations and internal swellings

M.M. Aliyev1*, S.P. Zaytsev2,1, R.Kh. Sultangareyev3,1, M.N. Popova1, T.A. Khusnullina1

1 Almetyevsk State Oil Institute, Bld. 2, Lenina street, Almetyevsk, Republic of Tatarstan, 423458, Russian Federation 2 Gazprom Transgaz Kazan LLC, Аlmetyevsky Linear Production Department of Main Gas Pipelines, Bld. 1, Bugulminskiy trakt, Lower Maktama, Almetyevskiy district, Republic of Tatarstan, 423400, Russian Federation 3 Gazprom Transgaz Kazan LLC, Bld. 41, Adelya Kutuya street, Kazan, Republic of Tatarstan, 420073, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. This article examines the load-bearing capacity of the Orenburg–Zainsk gas pipeline affected by various pipe imperfections originated during manufacturing, assembling and operation of tubes. The in-line inspections together with the additional shaft diagnostics enable exposure of the internal tube ballooning like convex faces of different spatial geometry and dimensions. The load-bearing capacity of the defected pipes has been estimated by means of the in situ hydraulic tests and mathematical calculations. Life testing shows that the ultimate tensile strength of pipe metal drops down by 41,6% when a pipe has both stratifi cations and internal swellings, and decreases only by 18,5% in case of stratifi cation without changes of pipe geometry. Break of a roll made of a tube from the emergency stock has demonstrated existence of a segregation streamer being a metallurgical damage, and break of another roll with аn internal swelling has taken place within a basic section of this swelling. Determination of the load-bearing capacity of the injured pipes has been fulfi lled theoretically using the calculation schemes for shallow shells which work in conditions of a parabolic spandrel until the blubs collapse. The possibility of swelling due to the temperature stresses in course of pipeline operation is also studied.

Keywords: gas pipeline, load-bearing capacity, stratifi cation, internal swelling, hydraulic testing.

References 1. MITROFANOV, A.V., N.A. GAFAROV, B.V. KICHENKO, et al. Analysis of the causes and nature of corrosion damage in the initial period of operation of a main gas pipeline [Analiz prichin i kharaktera korrozionnykh povrezhdeniy v nachalnyy period ekspluatatsii magistralnogo gazoprovoda]. Zashchita ot korrozii i okhrana okruzhauyshchey sredy, 1996, no. 10, pp. 2–11. ISSN 2411-7013. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 57

2. BOTVINA, L.R., MAKHUTOV, V.N. PERMYAKOV. Safety of main and technological pipelines: the impact of stratifi cations on their performance [Bezopasnost magistralnykh i tekhnologicheskikh truboprovodov: vliyaniye rassloyeniy na ikh rabotosposobnost]. Neft, Gaz i Bizness, 2002, no. 1, pp. 41–46. ISSN 2218-4929. (Russ.). 3. GAREYEV, A.G., O.A. NASIBULLINA, R.G. RIZVANOV. Investigation of hydrogen embrittlement of metal leading to destruction of metal structures [Issledovaniye vodorodnogo okhrupchivaniya metalla, privosyashchego k razrusheniyu metallokonstruktsii]. Problemy Sbora, Podgatovki i Transporta Nefti i Nefteproduktov, 2017, no. 1 (107), pp. 107–115. ISSN 1998-8443. (Russ.). 4. ZORIN, A.Ye., A.E. TOLSTOV. Assessment of danger of stratifi cation of pipe metal affected by complex stress strain by means of mathematical modeling [Otsenka opasnosti rassloyeniya metalla trub pod deystviyem slozhnogo NDS metodom matematicheskogo modelirovaniya]. In: Reliability and safety of operation of the linear part of the main gas and oil pipelines [Nadezhnost i bezopasnost ekspluatatsii lineynoy chasti magistralnykh gazonefteprovodov]: collected scientifi c papers of the EKSIKOM company. Moscow: Gubkin University, 2019, pp. 65–74. (Russ.). 5. KOLOTOVSKIY, A.N., A.Ya. YAKOVLEV, I.N. BIRILLO, et al. Operability of high-pressure pipelines in presence of internal metal stratifi cations [Rabotosposobnost truboprovodov vysokogo davleniya pri nalichii vnutrennikh rassloyeniy metalla]. Moscow: TsentrLitNefteGaz, 2009. (Russ.). 6. KOMAROV, A.V. Assessment of the performance of oil and gas pipelines with internal stratifi cations of pipe walls [Otsenka rabotosposobnosti neftegazoprovodov s vnutrennimi rassloyeniyami stenok trub]. Candidate thesis (engineering). Ukhta State Technical University. Ukhta, 2012. (Russ.). 7. TOLSTOV, A.E., A.Ye. ZORIN, Ye.Ye. ZORIN. Experimental studies of the infl uence of metal stratifi cations on the performance of pipelines [Eksperimentalnyye issledovaniya vliyaniya rassloyeniy metalla na rabotosposobnost truboprovodov]. Ekspositsiya Neft Gaz, 2018, no. 7 (67), pp. 62–65. ISSN 2076-6785. (Russ.). 8. KONISHEV, K.B., A.M. SEMENOV, A.S. CHABAN, et al. Specifi cs of pipe metal stress corrosion within the

media containing H2S and CO2 [Osobennosti mekhanizma korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniyem metalla trub v sredakh, soderzhashchikh serovodorod i dioksid ugleroda]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2019, no. 3 (40): Improving reliability of gas mains subject to stress corrosion cracking, pp. 60–66. ISSN 2306-8949. (Russ.). 9. SHINKIN, V.N. Residual stresses during expansion of steel pipes [Ostatochnyye napryazheniya pri ekspandirovanii stalnykh trub]. Molodoy Uchenyy, 2015, no. 20, pp. 88–93. ISSN 072-0297. (Russ.). 10. SHINKIN, V.N. Elastic-plastic deformation of a metal sheet on three-roll rollers [Uprugoplasticheskaya deformatsiya metallicheskogo lista na trekhvalkovykh valtsakh]. Molodoy Uchenyy, 2015, no. 13(93), pp. 225– 229. ISSN 072-0297. (Russ.). 11. SHINKIN, V.N., A.P. KOLIKOV, V.I. MOKROUSOV. Calculation of maximum stresses in a pipe wall during expansion taking into account residual stresses of the billet after the SMS Meer pipe forming press [Raschet maksimalnykh napryazheniy v stenke truby pri ekspandirovanii s uchetom ostatochnykh napryazheniy zagotovki posle truboformovochnogo pressa SMS Meer]. Proizvodstvo Prokata, 2012, no. 7, pp. 25–29. ISSN 1684–257X. (Russ.). 12. ALIYEV, M.M., R.R. KANTYUKOV, F.M. MUSTAFIN, et al. Evaluation of the bearing capacity of two main gas pipelines after long-term operation by testing for breaking load [Otsenka nesushchey sposobnosti dvykh magistralnykh gazoprovodov posle dlitelnoy ekspluatatsii ispytaniyem na razryvnuyu nagruzku]. Gazovaya Promyshlennost, 2015, no. 12, pp. 56–59. ISSN 0016-5581. (Russ.). 13. PISARENKO, G.S. (ed.). Resistance of materials [Soprotivleniye materialov]. Kiyev: Vishcha shkola, 1979. (Russ.). 14. SHIMANSKIY, Yu.A. Handbook of ship construction mechanics [Spravochnik po stroitelnoy mekhanike korablya]. Leningrad: Sudpromgiz, 1959, vol. 2, pp. 251–252. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 58 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

УДК 622.692.48[533+536.6] Методические подходы к расчету показателей риска эксплуатации трубопроводов, перекачивающих широкую фракцию легких углеводородов

В.С. Сафонов

ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 E-mail: [email protected]

Ключевые слова: Тезисы. Построение и анализ территориального распределения риска, учитывающего как технико- трубопроводы технологическую специфику опасных производственных объектов, так и региональные инфраструк- сжиженных турные, топографические и метеорологические особенности, является одним из важнейших этапов углеводородных в общей процедуре анализа риска аварий. В то же время объективные сложности решения этой за- газов, дачи приводят на практике к использованию многочисленных и не всегда обоснованных упрощений, расчет показателей которые зачастую существенно искажают реальный уровень опасности производственного объекта. риска аварий, Поэтому в статье в развитие ранее предложенных автором положений рассматривается общий ме- территориальное тодический подход к построению территориального распределения потенциального риска, а также распределение к расчету показателей индивидуального риска для линейных источников взрывопожароопасности. потенциального В качестве характерного примера принят трубопровод для транспортировки термодинамически риска, нестабильных сжиженных углеводородных газов, на котором при аварийной разгерметизации фор- влияние технико- мируются протяженные паровые облака, представляющие угрозу взрывного сгорания. технологических и природно- климатических В последнее время среди профильных научных организаций и на площадках раз- факторов. личных органов государственной власти активно обсуждается проблема обоснования показателей надежности и безопасности трубопроводов, перекачивающих термоди- намически нестабильные сжиженные углеводородные газы и их смеси, в том чис- ле широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). Основным фактором потен- циальной опасности для подобных трубопроводов является испарение части или все- го объема жидкости при аварийных выбросах. Пары́ сжиженных углеводородов, бу- дучи значительно тяжелее воздуха и представляя угрозу взрывного сгорания, могут переноситься под действием ветра в приземном слое атмосферы на значительные расстояния, тем самым существенно расширяя зону потенциальной опасности отно- сительно места аварии. В рамках решения рассматриваемой проблемы ранее были представлены ре- зультаты комплексных исследований влияния технико-технологических и природно- климатических факторов на специфику развития и возможные последствия аварий на трубопроводах ШФЛУ [1–4]. В качестве объекта исследования был выбран тру- бопровод из цельнотянутых труб диаметром 426 мм, рассчитанных на рабочее дав-

ление pраб = 6,4 МПа, для перекачки ШФЛУ с компонентным составом по ТУ 38- 101524-93 в мольных долях: этан – 0,0251; пропан – 0,4953; н-бутан – 0,2341; изобу- тан – 0,087; н-пентан – 0,0895; изопентан – 0,0368; гексан – 0,0322. Проект этого тру- бопровода по трассе Сургут – Урало-Поволжье рассматривался акционерным обще- ством «Газпром» в конце 1990-х гг. Отличительной особенностью предложенного [1–4] методического подхода яв- ляется рассмотрение всех аварийных нестационарных гидравлических и тепломас- сообменных процессов в рамках единого логического сценария, когда итоговые па- раметры предшествующего процесса служат входными данными для последующего. Исходными событиями считаются при этом различные варианты разгерметизации трубопровода, т.е. динамика и объемы аварийных выбросов ШФЛУ. На основании

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 59

этих исследований для последующего анализа 5) в свободном неограниченном простран- были приняты следующие положения: стве при поджигании облака по передней кром- 1) наиболее характерным вариантом ке фронта движения его сгорание происходит разгерметизации трубопровода в процессе его против ветра в узкой полосе с относительно эксплуатации является образование продоль- низкой скоростью, примерно в 2,0…2,5 раза ных усталостных трещин, линейный размер превышающей скорость ветра, т.е. со скоро- которых носит случайный характер, но может стью 10…25 м/с без сколь-нибудь значитель- быть описан различного рода статистическими ных внешних термобарических эффектов. При распределениями, в том числе распределением сгорании облака в сильно загроможденном про- Вейбулла. Разрыв «гильотинного» типа (ког- странстве (мелколесье, густой кустарник) ско- да прекращается однонаправленное движение рость сгорания может возрасти до 150…250 м/с, жидкости и происходит независимое ее истече- но в любом случае режим сгорания будет де- ние уже из двух концов трубопровода) в резуль- флаграционным. Амплитуда воздушной вол- тате экстремальных внешних динамических ны сжатия возрастает при этом с 3…5 кПа (сво- воздействий рассматривается при этом как ги- бодное пространство) до 20…30 кПа, что мо- потетический; жет уже вызвать разрушение средней степени 2) в силу высокой сжимаемости ШФЛУ расположенных вблизи немонолитных мало- (модуль упругости – 240 МПа, плотность – этажных зданий с вероятностью гибели находя- 560 кг/м3, для труб типоразмера 426×8 мм ско- щихся там людей ~ 5 %. Тем не менее для полу- рость звука в однофазном потоке ≈ 600 м/с) чения верхней оценки показателей риска в каче- формирование гидравлического отклика на на- стве общей площади абсолютного (100 %) тер- сосной станции вверх по потоку от места ава- мобарического поражения людей, находящихся рийной разгерметизации (снижение давления как на открытом пространстве, так и в помеще- на Δp = 2 бар), по которому оператором иден- ниях, причем и при медленном, и при быстро- тифицируется авария и прекращается перекач- течном сгорании облака паров ШФЛУ, приня- ка, объективно происходит в течение значи- та площадь облака с граничной концентрацией тельного времени (десять, двадцать и более ми- не 1,0 НКПВ1, а 0,5 НКПВ, что позволяет га- нут), что предопределяет доминантное влияние рантированно учесть эффекты внешнего термо- интенсивности аварийного выброса на форми- барического воздействия за пределами облака рование зон потенциальной опасности; с концентрацией 1,0 НКПВ. 3) в месте аварийной разгерметизации Перейдем к обоснованию основных ме- вследствие падения давления происходит час- тодических положений анализа риска аварий тичное разгазирование сжиженного газа. Исте- для трубопроводов ШФЛУ как линейных ис- чение двухфазного потока в окружающую среду точников взрывопожароопасности. При этом происходит при этом в течение определенного для формирования целостной картины здесь времени с постоянным расходом в критическом необходимо привести некоторые положения режиме (эффект запирания) с интенсивностью, соответствующей методики для точечных ис- значительно меньшей, чем для однофазного по- точников опасности [1, 2, 5]. тока. В консервативном приближении принято, Общее количество Ω подлежащих расчету что этот критический расход сохраняется неиз- и анализу вариантов зон потенциального ущер- менным до момента остановки перекачки; ба зависит от сочетания:

4) парообразование ШФЛУ при аварий- • числа анализируемых сезонов Нγ ных выбросах из трубопровода происходит (γ = 1, .., n; обычно 2 ≤ γ ≤ 4); как за счет «одномоментного» изоэнтальпий- • параметров аварийного выброса (ди- ного разгазирования при сбросе давления с ра- намики, общих объемов, времени года и т.п.), бочего до атмосферного, так и за счет после- в конечном итоге – числа значений интенсив-

дующего нестационарного растекания ШФЛУ ности парообразования Gν (ν = 1, .., L) на интер-

по земной поверхности и частичного испаре- вале Gмин…Gмакс;

ния (в основном пропан-бутановых фракций) • числа значений скорости ветра Uη вследствие теплопритока от грунта и атмо- (η = 1, .., W ) с учетом штиля на интервале

сферы. В силу указанных факторов в месте раз- 0…Uмакс; рыва формируется источник генерации «тяже- 1 лых» паров выражено переменной мощности; НКПВ – нижний концентрационный предел воспламенения. Для пропана это ~ 1 % об.

№ 2 (44) / 2020 60 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

• числа анализируемых классов устойчивости атмосферы Kχ (χ = 1, .., М ) (как правило, шесть, по Паскуиллу). Таким образом, Ω = nLWM. Влияние направления ветра, т.е. соответствующих условных ве- роятностей (или частот повторяемости в разрезе года) P конкретных географических направле- ний ветра, на итоговую вероятность попадания некоторой точки пространства в зону потенциаль- ной газовой опасности целесообразно учитывать отдельно. Примем для примера, что одна из возможных зон потенциальной опасности (с характерной граничной концентрацией С* ≤ 1,0 НКПВ), в пределах которой существует ненулевая вероятность

возникновения какого-либо ущерба, имеет вид ξi (рис. 1. см. а). Зоны ξi будут менять свое геогра- фическое направление, т.е. находиться в пределах определенного географического сектора (рум- ба), строго по тому же вероятностному закону, что и соответствующая градация скорости ветра. Некоторая точка с полярными координатами М(ρ, φ) (см. рис. 1а) на территории вокруг точеч- ного источника газовой опасности будет иметь ненулевую вероятность «захвата» облаком, толь-

ко если окажется на дуге АВ зоны ξi, т.е. при изменении случайного направления ветра в преде- лах сектора [φ – Δφ(ρ); φ + Δφ(ρ)] (при Δφ ≥ Δα точка M «выпадает» из зоны «захвата»). Тогда вероятность этого события выражается как

M'M P([ )

где ΨUη(φ) – функция плотности распределения случайной величины 0 < φ < 2π, характеризующей

географическое направление данной скорости ветра Uη. Определим вероятность возникновения ущерба для некоторого реципиента, находящегося в точ-

ке М(ρМ; φМ). Реализация этого сложного события является в общем случае итогом трех независимых

событий: 1) попадания точки М в зону «захвата» углеводородного облака ξi; 2) попадания одновре-

менно с точкой М в «активную часть» зоны ξi (между верхним и нижним концентрационными преде- лами воспламенения) по крайней мере одного источника зажигания (ИЗ), принадлежащего к области взаимодействия; 3) «срабатывания» ИЗ (наличия отличной от нуля вероятности зажигания облака). В качестве примера будем рассматривать взаимодействие точки М с двумя источниками за-

жигания ИЗ1 (ρ1; φ1) и ИЗ2 (ρ2; φ2) (см. рис. 1а). Пусть при этом выполняются условия: β2 < φМ < β1;

β1 < β2; β1 + Δβ1 > β2 + Δβ2; φМ + Δφ > β2 + Δβ2; β1 + Δβ1 > φМ + Δφ. Тогда (угловая) вероятность одно-

временного попадания всех трех точек (М, ИЗ1 и ИЗ2) в зону потенциального ущерба ξi(Uη, Kχ, Gν)

E'E22 P.

Сектор совместного влияния ИЗ1 и ИЗ2 на точку М показан на рис. 1б двойной штриховкой. Обратим внимание на то, что площадь двойной штриховки много меньше угловой площади ис-

ходного захвата точки М зоной ξi. Очевидно, что с каждым ИЗ в отдельности точка М будет иметь свои вероятности взаимодействия, пропорциональные соответствующим центральным углам, об-

разованным пересечением лучей угла 2Δφ с лучами углов 2Δβ2 или 2Δβ1. Необходимым дополни- тельным условием возникновения ущерба является срабатывание какого-либо из ИЗ с априорны- * ми вероятностями Pj (реализация принципа «ИЛИ»). В приложении к случаю, представленному на рис. 1, если считать, кроме того, что в точке М координатно совмещены и субъект воздействия,

и дополнительный источник зажигания ИЗ3(ρM; φM), получим сумму всех возможных комбинаций вероятностей зажигания отдельных ИЗ.

P P** (1 P )(1  P *** ) P (1 P )(1  P *** ) P (1 P )(1  P * ) ɂɁ123;ɂɁ ;ɂɁ ɂɁ 1 ɂɁ 2 ɂɁ 3 ɂɁ 2 ɂɁ 1 ɂɁ 3 ɂɁ 3 ɂɁ 2 ɂɁ 1 P** P (1 P * ) P ** P (1 P * ) P ** P (1 P * ) P ** P P * . (3) ɂɁ12 ɂɁ ɂɁ 3 ɂɁ 13 ɂɁ ɂɁ 2 ɂɁ 23 ɂɁ ɂɁ 1 ɂɁ 123 ɂɁ ɂɁ

При этом вероятность возникновения ущерба в заданной точке М при воспламенении облака с конфигурацией ξ (конкретное сочетание характеристик источника генерации паров и метеоро- логических параметров) определяется для принятой комбинации расположений точки М и ИЗ как

E'E22 P.

На основании изложенного можно сделать величины: географическое направление ветра вывод о том, что однотипные объекты со сжи- и координату точки на трубопроводе, в кото- женными углеводородными газами, на кото- рой могут произойти разгерметизация и выб- рых в результате аварийных выбросов возмож- рос опасного продукта. Первая характеризуется

но формирование облаков «тяжелого» газа, при- плотностью распределения Ψi(φ) ветров опре-

чем даже с одинаковым исходным аварийным деленной силы Uη по различным географиче- потенциалом (интенсивность и общая масса ским направлениям, а вторая – общей интенсив- выброса) и при одинаковых метеорологических ностью аварийных отказов λ (на единицу длины характеристиках, но с отличными друг от друга в единицу времени) и долевым распределением распределениями по территории ИЗ, представ- утечек различного масштаба при возникновении ляют различную опасность для имущественно- этого отказа. Поскольку точка M может попасть

го комплекса, персонала и населения. в зону потенциального поражения ξi из любой

Специфика анализа риска линейных источ- точки на некотором характерном (для ξi) участ- ников опасности во многом отличается от анали- ке трубопровода, вероятность этого события бу- за риска точечных источников. Здесь мы имеем дет зависеть также и от ориентации этого участ- при прочих равных условиях уже две случайные ка по отношению к сторонам света.

C

Ɂɨɧɚȟi(UȘ, KȤ, Gv) ɋɟɤɬɨɪɫɨɜɦɟɫɬɧɨɝɨɜɥɢɹɧɢɹ

ɩɨɬɟɧɰɢɚɥɶɧɨɝɨɭɳɟɪɛɚ ɂɁ1ɢɂɁ2ɧɚɬɨɱɤɭM ǻij

A

C

Cƍ ±ǻij ǻȕ1 M

ȕ1

Eƍ E ijM ɂɁ а 1 ǻȕ2

ɂɁ2 B ȕ2 Fƍ D

Dƍ „ O 1 F B

„2

„M Ș U Ȍ ȕ2 ȕ1 ±ǻȕ1 ǻȕ1

±ǻȕ2 ǻȕ2

б

ij ±ǻij ǻij

Рис. 1. К расчету вероятности «взаимодействия» точки М с ИЗ

№ 2 (44) / 2020 62 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Пусть интересующая нас точка M распо- всех hi ≥ yM. Участок трубопровода xxx[;ii  ], 22 ложена на расстоянии yM по перпендикуляру где xhyiiM , в пределах которого выпол- от оси трубопровода, ориентированной, нап- няется это условие, определяется предела-

ример, на восток (рис. 2). В результате аварии ми досягаемости зоны ξi до точки M и может на трубопроводе в месте разгерметизации об- рассматриваться как некоторая характеристи- разуется источник генерации углеводородных ческая длина LGUK()M (; ; ). Вероятность воз- hi QKF паров с некоторой интенсивностью Gν. никновения потенциальной опасности для точ- Путем числового анализа [1, 2] установле- ки M в пределах характеристической длины но, что для типовых сценариев аварий на объек- определяется как P,()MM Lk ()O где k – коэф- ihLi тах сжиженных углеводородных газов (назем- фициент согласования линейных размернос-

ные источники «тяжелого» пара; функция рас- тей, а λL характеризует как общую ожидаемую n хода типа Gν  1/ , где  – время) различные частоту негативного события (разгерметиза-

сочетания параметров U; K и Gν влияют на из- цию трубопровода), так и относительную ве- менение протяженности (линейного размера) роятность возникновения конкретного источ- облаков в значительно большей степени, чем ника генерации паров (линейные размеры про- на его характерную (в общем случае перемен- дольных трещин, интенсивности и продолжи- ную по длине) ширину. Исходя из этого в рам- тельности аварийного истечения). ках консервативного подхода можно провести По аналогии с точечным источником

осреднение ширины зоны потенциальной опас- зона ξi «захватит» точку M только при стро- ности или принять ее максимальной из спектра го определенных направлениях ветра в диапа- ii выделенных к рассмотрению значений U, K, зоне M12dMdM для каждого из xxx[;ii  ].

Gν, причем при необходимости отдельно для «Основные» направления (углы) ветра для ха-

каждого из сезонных сценариев генерации па- рактерных точек отрезка 2xi: рового облака. Таким образом, при реализации одного из возможных сочетаний метеопарамет- ½ §·yi ров в приземном слое атмосферы для конкрет- Mii(xx ) arctg¨¸ , 0; ° ©¹xi ° ного значения «функции источника» форми- S ° руется зона потенциального поражения ξi с ха- Mi (0) ,x 0; ¾ (5) рактерной длиной h и шириной 2b (см. рис. 2). 2 ° i ° Точка M имеет ненулевую вероятность по- §·yi Mii(xx ) S arctg¨¸ , 0.° x падания в зону потенциального поражения для ©¹i ¿ °

Ʉɚɪɬɚɜɟɪɨɹɬɧɨɫɬɢɞɨɫɬɢɠɟɧɢɹ ɩɨɥɟɩɨɬɟɧɰɢɚɥɶɧɨɣɨɩɚɫɧɨɫɬɢ L –y P1 P(U K G R y Ș z v 3 C B b R1 i h M y P1 0 ɦ P2 R2 ȟi(UȘKxGv ɂɁ LP k +y 2 ǻij(x

hi+1 hi hi–1

B

ɦ  ɦ  –x ij (–x xɢ 0 +x1–1 0ɢ +x1 ij (+x +x1+1 xɢ x L ɦ hi L ɦ hi+1 Рис. 2. К расчету вероятности поражения от линейного источника опасности

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 63

Для каждой из точек xxx[;ii  ] существует, кроме того, свой сектор влияния ветра с углом

2ΔφM(x), определяемым шириной зоны потенциального поражения в точке M: §·b 'MM (x ) arcsin¨¸ . ¨¸22 ©¹yxM  (M ) Граничные значения углов общей «зоны захвата» точки M (область Di ):

M ,1 MiMiMi M'M()xx (); M ,2 MiMiMi M'M()xx ().

(M) Таким образом, область Di ограничена следующими изменениями величин x и φ:

()M ­ddxxii x; Di { ® MM,1 ,2 ¯MdMdMii()xx (). С учетом отмеченных положений вероятность «захвата» облаком (конкретная конфигура-

ция ξi) точки М (событие «M») для одного из возможных значений λL M ,2 Mxxii () P()dd.()M O < M M x (6) iL³³ i M ,2 xi Mi ()x Определение полной вероятности события «M» предполагает суммирование расчетов по всем принятым к рассмотрению значениям λ и отдельно по комбинациям влияющих метеорологичес- Lj ких факторов так, что полный набор частот последних должен удовлетворять условию

WM n ¦¦¦P1.KF,,j K 111 F j Если выбранный участок трубопровода составляет угол α с восточным направлением, то гра- M ,1 M ,2 ничные значения углов корректируются как Mi ()x D и Mi ()x D. Рассмотрим далее случай, когда точка M находится территориально во внутреннем угле по- ворота анализируемого трубопровода, который делит ее на два участка I и II с различными в об-

щем случае значениями интенсивностей отказов (разгерметизации трубопровода) λI и λII, при- чем участок II образует с восточным направлением угол α(II), а участок I – угол α(I). В зависимости (I) (II) от величины угла α и расстояний yyMM ɢ на каждом из участков будет иметь место своя харак- (I) (II) теристическая длина li или li , в общем случае несимметричная (за счет поворота) относитель- но точек пересечения соответствующих перпендикуляров из точки M с трассой. Общая вероятность попадания точки M в зону потенциального поражения (в предположении невозможности одновременного возникновения аварий на обоих участках) рассматривается как сумма вероятностей по отдельным участкам, т.е.:

III(I, 2)III (II,2) 6W ªºxxiiMD()xx i M i () D P()dd()dd.M «»O

Как и выше, полная вероятность «захвата» точки M зонами потенциального поражения ξi определяется суммированием всех принятых к рассмотрению сценариев с учетом их долевого влияния. * Если рассматриваемая точка M является одновременно и ИЗ с вероятностью срабатывания P M, то вероятность поражения субъекта, т.е. его индивидуальный риск в точке M, определяется как (M) * RM = P P M. Когда точка M и точечный источник зажигания имеют различные координаты, то для

каждой конкретной зоны ξi должна отыскиваться вероятностная область значений характеристи- ческих длин трубопровода и географических направлений ветров, обеспечивающих одновремен- ное попадание и точки M, и ИЗ в зону потенциального поражения.

Назовем попадание ИЗ в облако (с характерными линейными размерами [2b, hi(Gν)], т.е. в зону потенциального поражения, событием «И». Это событие, как и событие «M», будет определяться (И) своей областью Di изменения независимых случайных величин x и φ. Совмещение событий (M) (И) (M,И) «M» и «И» означает пересечение множеств Di и Di и существование нового множества Di .

№ 2 (44) / 2020 64 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Область изменения x и φ для точки И (xИ, yИ) определяется как ½ §·yɂ (1) M()xxxx arctg¨¸ ,ɂɂ ; ° ©¹xxɂ  ° S ° M()xxx , ɂ ; ° 2 ¾ (8) ° §·yɂ (2) M(xxxx ) S arctg¨¸ ,ɂɂ ; ° ©¹xxɂ  ° (1) 2 2 2 2 2 ° xxɂɂ  hyxxii  ɂɂɂ;;  hy  ɂ¿°

12 ªºy ɂ °­ddxxx; 'M()xD arcsinɂ ; { ɂɂ (9) «»i ® (ɂ )(ɂ ) 222 MdMdM12; ¬¼bxx() ¯° ii

(ɂ1 ) Mi M()xx 'M ();

(ɂ2 ) Mi M()xx 'M ().

(M) (И) На плоскости (x, φ) пересечение областей Di и Di для случая, изображенного на рис. 2, можно представить так, как показано на рис. 3.

Таким образом, совмещение событий «M» и «И» (т.е. попадание точек M(0, yM) и ИЗk(xИ, yИ)

одновременно в зону потенциального поражения ξi с характерными размерами hi и 2b) может Ɇɂ произойти при нарушении герметичности трубопровода на участке xxxiidd и при измене- ()M12 (ɂ ) ниях направлений ветра в диапазоне MiidMdM .

Вероятность совмещений этих событий для одного из возможных вариантов λL:

6W P()dd.(Mɂ) O < M M x (10) Li¦ ³³ i 1 ( Ɇɂ) Di

› ɂ ij1 (x)

›±ijɂ ɂ ij1 (x)

›±ijɆ ɂ D1 (M) ɂM) D1 D1 › 

M ijɆ ǻij ij1 (x)

ijɆ M ijɆ ±ǻij ij1 (x) ijɂǻij ijɂ

ijɂ±ǻij (1) (Ɇɂ  –x1 xɂ x1 0 xɂ x1 xɂ x

yM yɂ b ijɆ = arcsin ijɂ= arcsin ǻij DUFVLQ h1 h1 h1 Рис. 3. К расчету вероятности одновременного попадания точки M(x, y)

и ИЗk (xИ, yИ) в зону поражения ξi

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 65

Если принять также, что и точка M(0, yM), Вероятность попадания в зону потенциаль-

и точка ИЗk(xИ, yИ) являются источниками за- ного поражения любой из точек D(x, y) в пре-

жигания с вероятностями срабатывания соот- делах изменения x1 < x < x2 и y1 < y < y2 будет * * ветственно PM и PИ, то вероятность поражения определяться, как и выше, интегралом функ-

реципиента, постоянно находящегося в точ- ции Ψi(φ): ()i ке M (индивидуальный риск), будет опреде- M2 ()x ляться как P()d,()i

()i §·cb § · Для общности картины определим также M1 arctg¨¸a   arcsin¨¸ ; ©¹x ¨¸2 2 вероятность воспламенения образующегося ©¹xaxc при аварии на трубопроводе облака не от то- ()i §·cb § · чечных, а от «линейных» ИЗ, каковыми можно M2 arctg¨¸a   arcsin¨¸ . ©¹x ¨¸2 2 рассматривать, например, дороги, т.е. линей- ©¹xaxc ный отрезок на ситуационном плане (на тер- ритории промышленной зоны), по которому Поражение реципиентов на дороге бу- с определенной частотой может перемещаться дет иметь ненулевую вероятность в том слу- ИЗ (например, автомобиль). Поместим начало чае, если в пределах участка дороги длиной

координат в место разгерметизации трубопро- LД(φ) = 2bk(φ), захваченного облаком с кон-

вода, ось которого ориентирована вдоль оси фигурацией ξi (где k(φ) – коэффициент, зави- абсцисс (условно на восток) (рис. 4). сящий от угла пересечения осей зоны пора- В принятой системе координат пересекаю- жения и дороги; для кратчайшего расстояния щий под некоторым углом трассу трубопрово- между местом разрыва на трубопроводе и до- да прямолинейный участок дороги будет опи- рогой k = 1), имеются (для рассматриваемого * сываться уравнением y = ax + c. Задача заклю- интервала времени) ИЗ с P(ȾȾȾM ) OL ( M ), где

чается в выявлении опасного участка дороги, λД – частота появления на этом участке дороги который может вызвать зажигание облака. Как ИЗ (автомобилей). и ранее, будем считать, что при фиксирован- Таким образом, вероятность воспламе-

ной интенсивности выброса Gν (из принятого нения облака за счет какого-либо из источ- к рассмотрению спектра) зо́ны потенциальной ников зажигания в пределах опасного участ-

опасности ξi имеют характерную протяжен- ка дороги для всего спектра скоростей ветра

ность hi (сочетание Uη при η = 1, 2, .., W и Kχ Uη (η = 1, w) и шести классов устойчивости

при χ = 1, 2, .., 6) и осредненную ширину 2bν. атмосферы с учетом имеющихся региональ- Обозначим минимальное расстояние от места ных статистических корреляций между ними

аварийной утечки на трубопроводе до дороги (при Gν = const)

()i через OD. Очевидно, что опасность возникнет 6W M2 ()x только для тех сочетаний i(G ; U ; K ), при кото- Pv P()* M

участок для зоны ξi, будут при этом равны: ляется не только потенциальным ИЗ обла- ка, но и субъектом воздействия для водителей ac ½ v c 1,1 и пассажиров автотранспорта, величина P xy11 ;; ° Dxy(,) aa aa 1,1 1,1 ° может отождествляться для них формально c ac ° с индивидуальным (групповым) риском. xy ;; 1,2 ° 22aa aa В тех случаях, когда рассматриваемая точ- 1,2 1,2 ° ¾. (11) ка M(x, y) расположена вне дороги, необходимо, ah22224 h c(1 a ) c a ii ; ° как и выше, найти общий сектор направлений 1,1 hc22 ° i ° ветра, обеспечивающих попадание этой точки 22224 ah h c(1 a ) c ° в зону поражения ξi одновременно с соответ- ii ° a1,2 22 . ствующим участком дороги. Сектор направле- hci  ¿° ний ветра для точки M (при x1 ≤ x ≤ x2; y1 ≤ y ≤ y2):

№ 2 (44) / 2020 66 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Ⱦɨɪɨɝɚ y ɋ

D i+1(x; y) 1 c

(i) D1 (x; y)

D

а (i) D2 (x; y)

arctga

i+1 D2 (x; y) x h Ɍɪɭɛɨɩɪɨɜɨɞ 0 i–1 c ȼ – a hi

y = ax + c hi+1 ɋ A Ⱦɨɪɨɝɚ

+hi Pj ȼ P2 h P i б 1 x

Ɍɪɭɛɨɩɪɨɜɨɞ ȼ

hi

–hi

Рис. 4. К расчету вероятности воздействия на транспортные коммуникации от линейного источника опасности

()iiii () () () [;M'MM'MMMMM ];

()i §·yM MM arctg¨¸ ; ©¹xM

()i §·b MM arcsin . ¨¸22 ©¹yxMM

()ii () Аналогично для участка дороги [;DD12 ]:

()ii () min[MdMdM12 (xx )] max[ ( )].

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 67

Общая часть (пересечение) этих секторов определяет искомый сектор направлений ветра для точки M и участка дороги:

[MM()ii ; () ] { [min M () i (xx ); max M () i ( )] [ M'MM'M () i () iii ; () () ]. 12MD,, MD 1 2 MMMM

* Если точка M одновременно является и ИЗ с вероятностью срабатывания PM, то вероятность поражения субъекта в точке M для принятых к рассмотрению вариаций скорости ветра и классов

устойчивости атмосферы (при Gν = const)

()i ()ii () M ­½M'M 2MD, 6W °°MM Pv P***

Рассмотренные методические положения полностью применимы и к более общему случаю, когда вероятность поражения на опасном участке транспортной коммуникации определяется воз- можностью разрыва трубы в любой произвольной точке трассы в пределах некоторой характерис- тической длины. Для варианта расположения дороги, представленного на рис. 4, характеристичес- ii кая длина (;xx12 ) определяется из условия haxci t, т.е. будет определяться сочетанием метео- ()ii () параметров (;UKKF ). Для всех точек дороги с координатами yhxdddi ; 12 xx вероятность по- GQ ражения рассчитывается таким же образом, что и для случая поражения точки M(x, y) от линей- ного участка трубопровода L (см. выше), с заменой фиксированных координат этой точки (0; y ) hi M * на координаты текущей точки дороги (x; ax + c), а вероятности PM срабатывания точки M(x, y) как * ИЗ – с заменой на соответствующую величину PД(x, y). Характерными частными случаями яв- ляются параллельное и перпендикулярное расположения дороги относительно оси трубопровода. Как было отмечено выше, при отсутствии выраженного преобладания ветров определенных географических направлений, т.е. в случае конфигурации поля потенциального поражения, близ- кой к окружности (или же при проведении соответствующего эквивалентирования по площади) (см. рис. 2б), линии равной вероятности достижения различных точек территории зонами по- ражения будут параллельны (эквидистантны) и располагаться на одинаковых расстояниях слева и справа от оси прямолинейного участка трубопровода. Тогда вероятность поражения субъектов будет одинакова для всех точек параллельно трубопроводу расположенного участка дороги. При выраженной розе ветров линии равных вероятностей поражения от трубопровода также экви- дистантны его оси, однако их удаления от оси (условно слева и справа по направлению движе- ния) будут уже различными. Если транспортная магистраль пересекает трубопровод под прямым углом, то опасный участок дороги для характерной зоны ξ будет иметь длину L = 2h (см. рис. 4б). i hi i Расчет вероятности поражения в каждой из точек опасного участка ведется аналогично представ- * * ленному выше расчету для точки M при x = 0 и –hi ≤ y ≤ +hi с заменой PM на PM = λД2b. Проиллюстрируем далее особенности использования представленных выше методических подходов к обоснованию показателей риска для населенного пункта общей площадью 32 га с чис- лом жителей, например, 500 чел., расположенного в полосе прохождения трассы двухниточного

трубопровода ШФЛУ (диаметр 426 мм, pраб ≤ 6,4 МПа). Населенный пункт удален от трубопрово- да по перпендикуляру на расстояние L = 500 м. По существующим нормативам расстояние до тру- бопровода отсчитывается при этом от ближайшего дома. При сохранении общей площади посел- ка примем два варианта его расположения относительно трубопровода – параллельное и перпен- дикулярное. В последующих расчетах принято, что при аварийной разгерметизации трубопровода бу- дет выдерживаться долевое соотношение различных интенсивностей истечения ШФЛУ, кг/с: 25 в 30 % случаев; 50 в 25 %; 100 в 20 % (продольные трещины) и 300 в 15 % (из одного конца тру- бопровода при разрывах «гильотинного» типа). Ожидаемая частота аварийной разгерметизации «жидкостных» трубопроводов в целом  = 0,3 на тысячу километров в год (цифра принята только в качестве примера, поскольку должна определяться для конкретных условий на базе балльно- факторного анализа). Соответственно, для двухниточного трубопровода  = 0,6 на тысячу кило- метров в год.

№ 2 (44) / 2020 68 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

RȾ: 10–4...10–5 ɇɚɫɟɥɟɧɧɵɣɩɭɧɤɬ 10–5...10–6 ɇɚɫɟɥɟɧɧɵɣɩɭɧɤɬ 10–6...10–7 10–7...10–8 10–8...10–9

Ɍɪɭɛɨɩɪɨɜɨɞ Ɍɪɭɛɨɩɪɨɜɨɞ аб Рис. 5. Поле потенциального риска аварий на трубопроводе ШФЛУ для населенных пунктов, расположенных параллельно (а) или перпендикулярно (б) трубопроводу

На рис. 5 показано поле потенциального риска для случая параллельного трассе распо- 2 риска RД от двухниточного трубопровода ложения поселка оказались в 3,3 раза больше, ШФЛУ диаметром 426 мм для метеорологи- чем для случая его перпендикулярного распо- ческих условий Тюменской области с учетом ложения. всех возможных в разрезе года комбинаций Заметим также, что вероятность возникно- скоростей ветра, классов устойчивости атмо- вения ущерба от быстротечного сгорания обла- сферы, «шероховатости» и температуры зем- ка оказалась более чем в 2 раза ниже, чем ве- ной поверхности, а также указанных соотно- роятность достижения облаком соответствую- шений ожидаемых интенсивностей аварийных щих точек населенного пункта. выбросов. Потенциальными ИЗ облака при аварии Обратим внимание на то, что при построе- на трубопроводе ШФЛУ являются не толь- нии поля потенциального риска мы используем ко объекты проживания и хозяйственной дея- только один характерный размер облака – его тельности человека, но и автомобильные или протяженность. Поле потенциального риска, от- железные дороги. При этом специфическому ражающее технологическую специфику объекта риску подвергаются прежде всего водители и региональную специфику атмосферного пе- и пассажиры транспортных средств. Вопросы реноса, следует рассматривать как максималь- имущественного риска в данном случае не рас- ный (гипотетический) потенциал опасности, по- сматриваются. скольку этот потенциал не зависит от существо- Согласно СНиП 2.05.02-85 все автомобиль- вания и распределения по территории ИЗ облака ные дороги подразделяются на категории в соот- и реципиентов воздействия, а также не учиты- ветствии с интенсивностью движения (таблица). вает возможности реального (адекватного) пове- Для иллюстрации пересечения с дорогой дения человека при возникновении аварии, на- трубопровода ШФЛУ приняты3: метеороло- личия «барьеров защиты» и т.п. гические условия Тюменской области, доле- На рис 6 показана плотность населения вое соотношение утечек различного масштаба, в расчете на элементарное сечение поселка кг/с: 600 в 5 % случаев; 300 в 15 %; 100 в 20 %; в функции расстояния от трассы L. При этом 50 в 25 %; 20 в 35 %. Установлено, что доро- принималось, что потенциальные ИЗ облака ги III категории с точки зрения возникнове- на территории поселка стационарны и связаны ния ущерба почти в 2 раза менее опасны, чем непосредственно с хозяйственно-бытовой дея- дороги I категории, а IV категории – почти тельностью людей, а их число пропорциональ- в 2 раза менее опасны, чем дороги III катего- но числу людей N на соответствующей пло- рии. При параллельном расположении линей- щади территории. При общей площади посел- ного ИЗ паров и линейного источника опас- ка 32 га на его единичной площадке (элемент ности (источника генерации паров ШФЛУ) сетки 50,8×50,8 м) вероятность зажигания об- их взаимовлияние определяется уже не только лака принята равной 0,136. Для рассмотрен- ного сценария на рис. 7 представлена также 3 При разрыве трубопровода «гильотинного» типа гистограмма распределения людей по уровням участок трубопровода вниз по потоку работает в режиме отбора жидкости с двух концов и сохраняет риска с учетом реального времени нахождения свою сплошность и расход в 300 кг/с лишь в течение определенных групп населения в населенном 1,5…2,0 мин. Далее расход резко падает до 50…70 кг/с задолго до момента прекращения перекачки. Поэтому пункте. Видно, что интегральные показатели расход 2·300 = 600 кг/с рассмотрен только для учета верхней границы возможного диапазона рисков. 2 Алгоритм построения полей потенциального Кроме того, в данном случае рассмотрена функция риска на картографической основе разработан относительного риска (R/λ), что позволяет исключить А.А. Швыряевым (МГУ им. М.В. Ломоносова). из анализа высокую числовую неопределенность λ.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 69

интенсивностью движения транспорта по до- от вероятности достижения облаком доро- роге и вероятностью достижения облаком са- ги, II категории – 30…35 %, III категории – мой дороги, но и, что важно, шириной этого 23…28 %, IV категории – 13…15 %. Для до- облака. В качестве иллюстрации при интенсив- рог IV категории зависимость относитель- ности аварийного истечения ШФЛУ из трубо- ного риска от интенсивности аварийных уте-

провода Gν = 300 кг/с на рис. 8 приведены пока- чек ШФЛУ приведена на рис. 9. Аналогично затели относительного риска (R/λ) при парал- рассмотрены остальные сценарии развития лельном трассе прохождении дорог различной аварий. категории. При этом в качестве базовой вели- Железные дороги также являются потен- чины (верхняя кривая) дана вероятность дости- циальными ИЗ облака. Как показали расче-

жения облаком полотна дороги Pдост. ты, для характерной интенсивности движе- Согласно рис. 8 для дорог I категории от- ния Φ, равной 20 составам в сутки, риск гибели носительный риск составляет ~ 37…41 % людей на отрезке железнодорожного пути 1 км,

120 25 ɱɟɥ ɱɟɥ N N d 100 d 20

80 15 60 10 40

5 20

00 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 абLɦ Lɦ Рис. 6. Распределение плотности населения при удалении от трассы для вариантов расположения поселка параллельно (а) и перпендикулярно (б) трубопроводу (см. рис. 5)

400 100 ɱɟɥ ɱɟɥ N N 80 300

60 200 40

100 20

00 –4 –5 –6 –7 –8 –9 –10 –11 –4 –5 –6 –7 –8 –9 –10 –11 lg(R ) lg(R ) абȾ Ⱦ Рис. 7. Распределение населения по уровням риска для вариантов расположения поселка параллельно (а) и перпендикулярно (б) трубопроводу (см. рис. 5)

№ 2 (44) / 2020 70 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Категория дороги I II III IV V Интенсивность движения (Φ), > 7000 3000…7000 1000…3000 100…1000 < 100 автомобилей/сут Ȝ Ȝ

/ 250

/ 60 R R G : Pɞɨɫɬ v Ʉɚɬɟɝɨɪɢɹɞɨɪɨɝɢ 50 20 200 I 50 II 100 III 40 300 150 IV 600 30 100 20

50 10

0 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Lɦ Lɦ Рис. 8. Зависимость относительного риска Рис. 9. Зависимость относительного для автодорог различных категорий риска для автодороги IV категории при их параллельном расположении при ее параллельном расположении относительно трассы трубопровода ШФЛУ относительно трассы трубопровода

(Dу = 400 мм, pраб ≤ 6,4 мПа, Gν = 300 кг/с) (Dу = 400 мм, pраб ≤ 6,4 мПа) для различных интенсивностей утечек ШФЛУ

удаленного на 100 м от трубопровода ШФЛУ прохождения дороги за поселком по отноше- –5 –1 с Dy = 400 мм, составляет (3…5)∙10 год . нию к трассе уровень риска, наоборот, нес- С учетом полученных результатов рас- колько увеличивается. смотрено также влияние различных вариан- В качестве дополнительной иллюстрации тов взаимного расположения трубопровода общего алгоритма анализа на рис. 10 пред- ШФЛУ, автомобильных дорог и населенных ставлен характерный вариант расчета показа- пунктов на показатели риска аварий на тру- телей риска аварий на участке прохождения бопроводе для людей. Для приведенных выше трассы двухниточного трубопровода ШФЛУ

двух вариантов расположения населенного (диаметр 426 мм, pраб ≤ 6,4 мПа), включаю- пункта численностью 500 чел. относительно щего населенный пункт (400 чел., Татарстан), трубопровода ШФЛУ в инфраструктуру вве- а также автомобильные и железные дороги дена дополнительно дорога IV категории, про- (как потенциальные ИЗ парового облака). При ходящая в различных вариантах: через насе- этом учитывалось, что часть людей может на- ленный пункт перпендикулярно трассе тру- ходиться в поселке лишь в определенное вре- бопровода; перед населенным пунктом па- мя суток. В данном примере принято: λ = 0,6 раллельно трубопроводу; после населенного на тысячу километров в год; долевое распре- пункта (через населенный пункт) параллель- деление масштабов утечек аналогично при- но трубопроводу. меру на рис. 5. Общая площадь карты 5×5 км Установлено, что наличие дороги, про- (см. рис. 10). Для рассмотренного населенно- ходящей через населенный пункт, незначи- го пункта индивидуальный риск гибели лю- тельно сказывается на уровне риска для насе- дей при возможных авариях на двухниточном ления. В то же время наличие дороги до на- трубопроводе ШФЛУ составил 3,6·10–7 год–1, селенного пункта несколько уменьшает риск что может быть признано удовлетворительным за счет эффекта экранирования дорогой источ- и не требует проведения каких-либо компенса- ников зажигания в самом поселке, а в случае ционных мероприятий.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 71

100 R : Ⱦ ɱɟɥ N 10–4–5 –5 –6 10  80 10–6–7 10–7–8 10–8–9 60

40

20

0 –4 –5 –6 –7 –8 –9 –10 –11

lg(Rɞ) абв Рис. 10. Этапы расчета показателей риска аварий на трубопроводе ШФЛУ: а – исходная легенда; б – общее поле потенциального риска; в – гистограмма распределения людей в населенном пункте по уровням риска

Из полученных данных следует важный потенциальных источников зажигания. А это вывод о том, что реальные уровни риска для однозначно указывает на необходимость про- населения будут, при прочих равных условиях, ведения расчетов и анализа риска только существенно зависеть от ориентации относи- на реальной картографической основе для кон- тельно трассы и протяженности населенного кретных региональной инфраструктуры и ме- пункта (при одинаковой плотности населения), теорологических характеристик. а также от пространственного расположения

Список литературы 1. Сафонов В.С. Теория и практика анализа 4. Сафонов В.С. Влияние технико- риска в газовой промышленности / технологических и природно-климатических В.С. Сафонов, Г.Э. Одишария, А.А. Швыряев. – факторов на специфику развития аварий М.: Минприроды РФ, 1996. – 208 с. на трубопроводах, транспортирующих широкую фракцию легких углеводородов. 2. Сафонов В.С. Разработка научно- Ч. II: Возможные последствия аварийных методических основ и практический выбросов из трубопроводов и методы анализ риска эксплуатации объектов их снижения / В.С. Сафонов // Вести газовой промышленности: дис….д.т.н. / газовой науки: науч.-тех. сб. – М.: Газпром В.С. Сафонов. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, ВНИИГАЗ, 2020. – № 1 (42): Повышение 1997. – 798 с. надежности и безопасности объектов газовой 3. Сафонов В.С. Влияние технико- промышленности. – C. 70–83. технологических и природно-климатических 5. Сафонов В.С. О необходимости проведения факторов на специфику развития аварий анализа рисков при обосновании типа на трубопроводах, транспортирующих и конструктивных характеристик широкую фракцию легких углеводородов. Ч. I: изотермических хранилищ для комплексов СПГ Особенности протекания гидродинамических различного назначения / В.С. Сафонов // Вести и тепломассообменных процессов при газовой науки: науч.-тех. сб. – М.: Газпром аварийных разрывах трубопроводов / ВНИИГАЗ, 2017. – № 1 (29): Повышение В.С. Сафонов // Вести газовой науки: надежности и безопасности объектов газовой науч.-тех. сб. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, промышленности. – С. 154–170. 2020. – № 1 (42): Повышение надежности и безопасности объектов газовой промышленности. – C. 53–69.

№ 2 (44) / 2020 72 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Methodical approaches to calculating risk indexes for operation of pipelines pumping natural gas liquids

V.S. Safonov

Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: [email protected]

Abstract. Scheduling and analysis of the risk areal distribution which incorporates both the engineering specifi cs of the dangerous industrial facilities and the regional infrastructural, topographic and meteorological peculiarities are among the most important stages of a general emergency risk analysis procedure. At the same time, on practice the objective bottlenecks of this problem make one use numerous and not always reasonable simplifi cations considerably slanting a real level of danger native to a tested industrial facility. Accordingly, in this article following on from his earlier suggestions, author examines a general approach to plotting of spatial risk distributions and calculation of individual risk indexes for the in-line sources of explosion and fi re hazards. It is a typical case of a pipeline used for transportation of the thermodynamically volatile liquefi ed hydrocarbon gases where with the accidental unsealing the extended vapor clouds generate and constitute a menace of knocking combustion.

Keywords: LNG pipelines, calculation of emergency risk indexes, areal distribution of potential risks, effect of technical-engineering and natural-environmental factors.

References 1. SAFONOV, V.S., G.E. ODISHARIYA, A.A. SHVYRYAYEV. Theory and practice of risk analysis within the gas industry [Teoriya i praktika analiza riska v gazovoy promyshlennosti]. Moscow: Minprirody of Russia, 1996. (Russ.). 2. SAFONOV, V.S. Development of scientifi c and methodical principles and practical risk analysis for operation of gas industrial facilities [Razrabotka nauchno-metodicheskikh osnov i prakticheskiy analiz riska ekspluatatsii obyektov gazovoy promyshlennosti]. Dr. Thesis (engineering). Moscow: VNIIGAZ, 1997. (Russ.). 3. SAFONOV, V.S. Impact of engineering and environmental-climatic factors to specifi cs of failures at pipelines transporting natural gas liquids. Pt. I: Peculiar hydrodynamic and heat-mass-exchange processes in case of a pipeline breakdown [Vliyaniye tekhniko-tekhnologicheskikh i prirodno-klimaticheskikh faktorov na spetsifi ku razvitiya avariy na truboprovodakh, transportiruyushchikh shirokuyu fraktsiyu legkikh uglevodorodov. Ch. I: Osobennosti protekaniya gidrodinamicheskikh i teplomassoobmennykh protsessov pri avariynykh razryvakh truboprovodov]. Vesti Gazovoy Nauki: collected papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2020, no. 1(42): Improvement of reliability and safety at gas-industry facilities, pp. 53–69. ISSN 2306-8949. (Russ.). 4. SAFONOV, V.S. Impact of engineering and environmental-climatic factors to specifi cs of failures at the pipelines transporting natural gas liquids. Pt. II: Possible consequences of emergency discharge from pipelines. Ways to decrease probability and effects of an accident [Vliyaniye tekhniko-tekhnologicheskikh i prirodno-klimaticheskikh faktorov na spetsifi ku razvitiya avariy na truboprovodakh, transportiruyushchikh shirokuyu fraktsiyu legkikh uglevodorodov. Ch. II: Vozmozhnyye posledstviya avariynykh vybrosov iz truboprovodov i metody ikh snizheniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2020, no. 1(42): Improvement of reliability and safety at gas-industry facilities, pp. 70–83. ISSN 2306-8949. (Russ.). 5. SAFONOV, V.S. On necessity of risk analysis at substantiation of types and design characteristics of isothermal storages for liquefi ed natural gas complexes of different destinations [O neobkhodimosti provedeniya analiza riskov pri obosnovanii tipa i konstruktivnykh kharakteristik izometricheskikh khranilishch dlya kompleksov SPG razlichnogo naznacheniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 1(29): Improvement of reliability and safety at gas-industry facilities, pp. 154–170. ISSN 2306-8949. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 73

УДК 39.71 Развитие системы обеспечения сохранности качества нефтепродуктов на трубопроводном транспорте

Ф.В. Тимофеев

ФГБУ «Научно-исследовательский институт проблем хранения Росрезерва», Российская Федерация, 111033, г. Москва, Волочаевская ул., д. 40, к. 1 E-mail: [email protected]

Тезисы. Материалы статьи представляют результаты проведенного автором анализа современно- Ключевые слова: го состояния и перспектив развития системы обеспечения сохранности качества нефтепродуктов трубопроводный на магистральном трубопроводном транспорте и служат обоснованием дальнейших направлений транспорт нефти исследований в данной области. и нефтепродуктов, Одна из основных задач, решаемых при транспортировке нефтепродуктов по магистральным последовательная нефтепродуктопроводам (МНПП), – это обеспечение сохранности качества перекачиваемых товар- перекачка, ных топлив. Особенности системы МНПП заключаются в значительных объемах транспортировки сохранность нефтепродуктов, протяженности маршрутов транспортировки, задействовании на маршруте нес- качества кольких резервуарных парков, в которых осуществляются прием, хранение и последующая откач- нефтепродуктов, ка нефтепродуктов, последовательной перекачке нефтепродуктов разных марок методом прямого мониторинг контактирования. Факторами изменения качества нефтепродуктов в процессе транспортировки мо- качества, гут служить как физико-химические процессы, протекающие в самих нефтепродуктах, так и особен- сокращение потерь, ности технологии транспортировки. управляющие Обеспечение качества нефтепродуктов достигается за счет комплексного решения взаимосвя- воздействия. занных управленческих, методических и технологических задач. На повестке дня создание системы управляющих воздействий, которая позволит уменьшить или полностью устранить влияние фак- торов ухудшения качества нефтепродуктов. Внедрение процессов мониторинга значительно сни- зит риски выхода нефтепродуктов за пределы кондиции и повысит экономическую эффективность их транспортировки. К наиболее востребованным в ближайшей перспективе направлениям можно отнести: разработку эффективных методов сокращения потерь нефтепродуктов от испарения, сни- жение уровня окислительных процессов, сокращение объемов образования смесей при последова- тельной перекачке, оптимизацию грузопотоков.

История и современное состояние вопроса В нашей стране первые требования к обеспечению сохранности определенно- го уровня качества перекачиваемых по магистральным нефтепродуктопроводам (МНПП) углеводородов стали предъявляться с вводом в 1932 г. керосинопрово- да Грозный – Трудовая, имевшего протяженность около 850 км и несколько про- межуточных насосных станций, в том числе в Ростове-на-Дону и Армавире [1]. Перекачиваемый от Грозненского нефтеперерабатывающего завода тракторный ке- росин должен был в пункте назначения соответствовать требованиям, предъявляе- мым к уровню детонационной стойкости, плотности, содержанию серы и темпера- туре выкипания 98 % фракций, а также не содержать воды, механических примесей, водорастворимых кислот и щелочей. В 1946 г. на этом же трубопроводе с последо- вательной транспортировки бензина и дизельного топлива началась история после- довательной перекачки нефтепродуктов различных марок по одному трубопроводу методом прямого контактирования [2]. Дальнейшая практика последовательной пе- рекачки распространилась и на другие марки топлив. При этом в целях снижения влияния процесса смесеобразования на качество последовательно перекачиваемых нефтепродуктов в зоне их контакта рекомендовалось иметь для каждого из видов перекачиваемых топлив определенный запас качества. Качественными показателя- ми уровня сохранности товарных свойств нефтепродуктов после перекачки и рас- кладки смесей считались плотность и температурные характеристики фракционно- го состава топлив, детонационная стойкость автомобильных бензинов и температу- ра вспышки дизельных топлив.

№ 2 (44) / 2020 74 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

По состоянию на январь 2019 г. к МНПП, цикле транспортировки возлагается на под- протяженность которых составляет более разделения трубопроводного транспорта, осу- 16,9 тыс. км, подключены 18 российских и два ществляющие их перекачку. белорусских нефтеперерабатывающих заво- да (НПЗ). Деятельность МНПП обеспечивают Теоретические предпосылки решения 11 дочерних обществ ПАО «Транснефть», око- проблемы обеспечения сохранности ло 100 нефтепродуктоперекачивающих станций качества нефтепродуктов и 80 резервуарных парков, шесть железнодо- Изменение качества нефтепродуктов в про- рожных эстакад, девять пунктов налива нефте- цессе транспортировки является следствием продуктов в автотранспорт. Перевалка нефте- воздействия различных факторов, а именно продуктов в морские танкеры осуществляется физико-химических процессов, протекающих в двух специализированных морских портах в самих нефтепродуктах, и особенностей тех- в Приморске и Новороссийске. Анализ качества нологии транспортировки. К таким факторам нефтепродуктов осуществляется в 38 испы- можно отнести испарение легких фракций неф- тательных лабораториях ПАО «Транснефть», тепродуктов в результате больших и малых ды- в которых в зависимости от функциональных ханий резервуаров, загрязнение механически- задач организовано определение 17 показате- ми примесями при производстве регламентных лей качества автомобильных бензинов, 13 пока- и ремонтных работ, обводнение за счет конден- зателей качества дизельных топлив и 23 показа- сации воды из газового пространства резервуа- теля качества авиационных керосинов. ров и при проведении гидравлических испыта- Характерными чертами современного ний участков МНПП, окислительные процес- состояния системы транспортировки нефте- сы, протекающие непосредственно в нефте- продуктов трубопроводным транспортом яв- продуктах в результате их взаимодействия ляются: с внешней средой и материалами конструкции • значительные объемы транспортируе- трубопроводов, и т.д. мых нефтепродуктов (в 2017 г. перекачаны В целях обеспечения сохранности качества 33,1 млн т, что составило 26 % производства транспортируемых нефтепродуктов в системе светлых нефтепродуктов на отечественных ПАО «Транснефть» решается комплекс задач, НПЗ) [3]; которые можно условно разделить на три типа: • большая протяженность маршрутов 1) управленческие (У); 2) методические (М); транспортировки, которая может достигать 3) технологические (Т). 3,5 тыс. км; К управленческим относятся задачи, ре- • задействование на маршруте нескольких шаемые товарно-транспортными и диспетчерс- резервуарных парков, в которых осуществ- кими подразделениями транспортной компа- ляются прием, хранение и последующая откач- нии и в том числе включающие: ка нефтепродуктов; • обработку заявок контрагентов на транс- • смешение нефтепродуктов одной марки, портировку нефтепродуктов; но выработанных разными заводами-произво- • формирование плана перекачек; дителями; • оптимизацию грузопотоков; • последовательная перекачка нефтепро- • диспетчеризацию транспортировки неф- дуктов разных марок методом прямого контак- тепродуктов; тирования. • разработку программ развития трубо- Условиями договоров на транспортиров- проводного транспорта нефтепродуктов и со- ку является сдача нефтепродуктов в конечных вершенствования системы обеспечения сох- пунктах маршрутов с уровнем качества, соот- ранности их качества. ветствующим требованиям нормативных доку- К методическим относятся задачи, решае- ментов к данной марке продукта или договоров мые ПАО «Транснефть» за счет собственного на транспортировку. научно-технического потенциала, реализуемо- С учетом того, что в систему магистраль- го в специализированных подразделениях ком- ного трубопроводного транспорта принимают пании, таких как ООО «НИИ Транснефть», товарные нефтепродукты, в полном объеме от- АО «Гипротрубопровод», АО «Транснефть – вечающие предъявляемым требованиям, задача Метрология», ООО «Транснефть – Синтез», сохранности качества нефтепродуктов на всем АО «Транснефть – Диаскан», с привлечением

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 75

ведущих отечественных научных центров быть выражена в виде трехзвенной системы и кластеров, в том числе: (рис. 1), когда изменение каждого из эле- • реализация государственной и межгосу- ментов ведет к отклику в соседних звеньях дарственной политики в области обеспечения системы. качества нефтепродуктов, находящихся в обо- В качестве примера можно рассмотреть роте на территории РФ и стран Таможенного следующие взаимосвязи: союза ЕАЭС; • выявление в результате анализа зарубеж- • разработка и внедрение в практику ного и отечественного опыта новых иннова- транспортировки нефтепродуктов норматив- ционных решений (задачи типа М) ведет к раз- ных документов государственного, межведом- работке соответствующих программ разви- ственного и отраслевого уровня; тия системы трубопроводного транспорта (за- • изучение зарубежного и отечественного дачи типа У), реализация которых выражается опыта в области обеспечения сохранности ка- в развитии технической базы системы (зада- чества нефтепродуктов и его адаптация к прак- чи типа Т), что, в свою очередь, ведет к разра- тической деятельности предприятий трубопро- ботке новых или корректировке действующих водного транспорта. регламентов (задачи типа М) (рис. 2); К технологическим относятся задачи, ре- шаемые производственными подразделениями компании в целях обеспечения работоспособ- ности системы транспорта и сохранности каче- ɍ ства нефтепродуктов, в том числе: • развитие инфраструктуры объектов тру- бопроводного транспорта;

• проведение диагностических, ремонт- ɋɨɯɪɚɧɧɨɫɬɶ ных и регламентных работ; ɤɚɱɟɫɬɜɚ • обеспечение приема, хранения, перекач- Ɇ Ɍ ки, перевалки на другие виды транспорта и сда- чи нефтепродуктов грузополучателям; • организация контроля качества нефте- Рис. 1. Схема взаимосвязей задач, решаемых продуктов. в целях обеспечения сохранности качества Анализ данных задач позволяет устано- нефтепродуктов на трубопроводном вить их тесную взаимосвязь, которая может транспорте

ȼɵɹɜɥɟɧɢɟɧɨɜɵɯ ɢɧɧɨɜɚɰɢɨɧɧɵɯ ɪɟɲɟɧɢɣ

Ɋɚɡɪɚɛɨɬɤɚ ɪɟɝɥɚɦɟɧɬɨɜ

Ɋɚɡɜɢɬɢɟ Ɋɚɡɪɚɛɨɬɤɚ ɬɟɯɧɢɱɟɫɤɨɣɛɚɡɵ ɩɪɨɝɪɚɦɦɜɧɟɞɪɟɧɢɹ

Рис. 2. Пример взаимосвязи М–У–Т–М

№ 2 (44) / 2020 76 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

• оптимизировать грузопотоки нефтепро- Постановка задачи для дальнейших дуктов (задачи У-типа) можно за счет строи- исследований тельства новых объектов магистрального тру- Дальнейшее развитие системы обеспечения бопроводного транспорта (задачи Т-типа), что сохранности качества нефтепродуктов на тру- требует разработки новых нормативных до- бопроводном транспорте предполагает реше- кументов, учитывающих особенности нового ние комплекса задач, в том числе: маршрута транспортировки (задачи М-типа), а) методических, включающих: и в конечном итоге пересмотра планов транс- • анализ условий транспортировки портировки с учетом введения новых маршру- и выявление основных факторов изменения ка- тов (задачи У-типа) (рис. 3). чества нефтепродуктов; Необходимость обеспечения в конечных • исследование влияния элементного и уг- пунктах маршрутов соответствия транспор- леводородного состава, физико-химических тируемых по магистральным трубопроводам свойств, присадок различного действия на ухуд- топлив жестким требованиям Технического шение эксплуатационных свойств топлив; регламента Таможенного союза № 013/2011 • определение показателей качества, «О требованиях к автомобильному и авиацион- по изменению которых возможно оперативно ному бензину, дизельному и судовому топливу, оценивать уровень физико-химических и эксп- топливу для реактивных двигателей и мазуту» луатационных свойств перекачиваемых нефте- и стандартов предполагает функционирование продуктов; такой системы обеспечения сохранности каче- • анализ и разработку предложений ства перекачиваемых нефтепродуктов, которая по адаптации (с учетом специфики трубопро- позволяет своевременно определять изменение водного транспорта жидких углеводородов) пе- значений контролируемых показателей и при редовых зарубежных и отечественных техно- необходимости применять соответствующие логий контроля качественных характеристик управляющие воздействия, обеспечивающие продукции, последовательной транспортиров- сохранность товарных свойств перекачивае- ки нефтепродуктов, снижения интенсивности мых нефтепродуктов и предотвращение их вы- окислительно-коррозионных процессов и ис- хода за пределы кондиции. паряемости; • обучение и повышение квалифика- ции персонала, участвующего в обеспечении

Ɉɩɬɢɦɢɡɚɰɢɹ ɝɪɭɡɨɩɨɬɨɤɨɜ ɧɟɮɬɟɩɪɨɞɭɤɬɨɜ

ɉɟɪɟɫɦɨɬɪɩɥɚɧɨɜ ɬɪɚɧɫɩɨɪɬɢɪɨɜɤɢ

Ɋɚɡɪɚɛɨɬɤɚɧɨɜɵɯ ɋɬɪɨɢɬɟɥɶɫɬɜɨ ɧɨɪɦɚɬɢɜɧɵɯ ɧɨɜɵɯɨɛɴɟɤɬɨɜ ɞɨɤɭɦɟɧɬɨɜ ɫɢɫɬɟɦɵɆɇɉɉ

Рис. 3. Пример взаимосвязи У–Т–М–У

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 77

сохранности качества нефтепродуктов в соот- характеристик нефтепродуктов на про- ветствии с должностными обязанностями; тяжении всего цикла транспортировки. • аккредитацию испытательных лабора- Испытательные лаборатории, осуществляю- торий, осуществляющих контроль качества щие анализ качества нефтепродуктов, осна- нефтепродуктов; щены современным испытательным обору- • разработку нормативных документов от- дованием и имеют высококвалифицирован- раслевого, федерального и межгосударствен- ный персонал. Оперативный контроль каче- ного уровней в области обеспечения сохран- ства нефтепродуктов при проведении ремонт- ности качества нефтепродуктов; ных и регламентных работ на линейной части б) технологических, включающих: МНПП и при сдаче нефтепродуктов на нефте- • разработку и внедрение методов базы, не имеющие собственных аналитичес- и средств контроля и экспресс-контроля ка- ких лабораторий, обеспечивается за счет мо- чества нефтепродуктов при транспортировке бильных лабораторий. Разрабатывается вер- по МНПП, в том числе в потоке перекачивае- тикально интегрированная Единая лаборатор- мой жидкости; ная информационная система (ЕЛИС), пред- • разработку и внедрение методов полагающая возможность анализа данных и средств сокращения потерь от испарения, о качестве нефтепродуктов на всех этапах снижения смесеобразования при последова- их движения по системе МНПП [4]. В рам- тельной перекачке; ках выполнения опытно-конструкторских ра- • применение средств фильтрации и се- бот планируются разработка и внедрение оте- парации в целях исключения загрязненности чественных поточных анализаторов качества и обводненности нефтепродуктов; нефтепродуктов, которые должны обеспечить • оснащение испытательных лабораторий контроль стабильности качества перекачки анализа качества нефтепродуктов высокотех- монопродуктов и своевременное определение нологичным испытательным оборудованием; границ зоны смеси последовательно перека- • реконструкцию объектов МНПП с уче- чиваемых нефтепродуктов, что позволит зна- том современных требований и возможностей чительно облегчить раскладку образующейся внедрения перспективных технологий; при транспортировке таким способом смеси в) управленческих, включающих: нефтепродуктов различных марок. • разработку перспективных планов раз- Существующая система и в настоящее вития трубопроводного транспорта нефтепро- время успешно справляется с задачей транс- дуктов, в том числе направленных на обеспе- портировки нефтепродуктов и обеспечения чение сохранности качества перекачиваемых требуемого уровня их качества при сдаче гру- нефтепродуктов; зополучателям, при этом ее дальнейшее раз- • оптимизацию маршрутов транспорти- витие и модернизация позволят значительно ровки нефтепродуктов с учетом диверсифика- снизить риски выхода нефтепродуктов за пре- ции направлений транспортировки и возмож- делы кондиции и повысить экономическую ностей трубопроводной системы, изменения эффективность их транспортировки. качественных характеристик перекачиваемых К наиболее востребованным в ближайшей нефтепродуктов, возможностей последователь- перспективе направлениям исследований мож- ной транспортировки нефтепродуктов различ- но отнести: разработку эффективных методов ных марок; сокращения потерь нефтепродуктов от испаре- • мониторинг качества нефтепродуктов ния, снижение уровня окислительных процес- в системе трубопроводного транспорта и при- сов, сокращение объемов образования смесей нятие в режиме реального времени решений при последовательной перекачке, оптимиза- о применении управляющих воздействий для цию грузопотоков. обеспечения сохранности качества нефтепро- Обеспечение сохранности качества нефте- дуктов. продуктов при транспортировке по МНПП В настоящее время в ПАО «Транснефть» в конечном итоге обеспечит надежную и эф- большое внимание уделяется объективнос- фективную эксплуатацию техники, работаю- ти и оперативности анализа качественных щей на этом топливе.

№ 2 (44) / 2020 78 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Список литературы 1. Коршак А.А. Основы нефтегазового 3. Транснефть. Эволюция: отчет об устойчивом дела: учеб. для вузов / А.А. Коршак, развитии. – М.: Транснефть, 2017. – А.М. Шаммазов. – Уфа: https://www.transneft.ru/u/section_fi le/35361/ ДизайнПолиграфСервис, 2002. – 544 с. otchet_interaktivnaya_razvorot.pdf 2. Борисов В.В. Диспетчерское управление 4. Хотничук С.Б. Совершенствование системы магистральными трубопроводами / обеспечения качества нефтепродуктов В.В. Борисов. – М.: Гостоптехиздат, 1960. – при транспортировке трубопроводным 120 с. транспортом / С.Б. Хотничук и др. // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 5. – С. 88–96.

Development of a quality saving system for oil products subject to pipeline transportation

F.V. Timofeyev

Rosrezerv Research Institute for Storage Problems, Bld. 1, Est. 40, Volochayevskaya street, Moscow, 111033, Russian Federation E-mail: [email protected]

Abstract. The article highlights contemporary state and prospects for preserving quality of oil products transported by means of the trunk pipelines. Basing on the results of this analysis the author substantiates further research trends in this scope of study. When oil products are transported through the pipelines, it is quite important to provide safe quality of future fuels. A system of oil-product pipelines is notable for considerable amounts of pumped liquids, presence of several receiving terminals along the route for acceptance, storage and following export of products, sequential pumping of different product brands using a direct contact method. There are few factors of the fuel quality degradation in course of transportation, namely these are the physical-chemical processes proceeding in the oil products, and the special features of transfer technologies. Quality support is usually achieved due to complex solution of the interrelated managerial, methodical, and engineering tasks. Today, it’s quite topical to create a control system which will reduce or remove effect of product quality degradation. Implementation of monitoring processes will considerably decrease risks of non-compliance with quality standards, and improve economic effi ciency of oil transportation. There are few promising scientifi c leads in the nearest future, namely: creation of the effi cient methods for reduction of oil losses caused by evaporation; decreasing activity of the oxidative processes; reduction of mixing in course of the sequential pumping; optimization of traffi c fl ows.

Keywords: pipeline transportation of oil, sequential pumping, safe quality of oil products, monitoring of quality, loss reduction, control activity.

References 1. KORSHAK, A.A., A.M. SHAMMAZOV. Principals of petroleum engineering [Osnovy neftegazovogo dela]: textbook for higher school. Ufa: DizaynPoligrafServis, 2002. (Russ.). 2. BORISOV, V.V. Dispatch control of trunk pipelines [Dispetcherskoye upravleniye magistralnymi truboprovodami]. Moscow: Gostoptekhizdat, 1960. (Russ.). 3. Transneft. Evolution: report on stable development [Transneft. Evolutsiya: otchet ob ustoychivom razvitii] [online]. Moscow: Transneft, 2017. Available from: https://www.transneft.ru/u/section_fi le/35361/ otchet_interaktivnaya_razvorot.pdf (Russ.). 4. KHOTNICHUK, S.B., et al. Improvement of the quality assurance system for oil products to be transported by pipelines [Sovershenstvovaniye sistemy obespecheniya kachestva nefteproductov pri transportirovke truboprovodnym transportom]. Nauka i Tekhnologii Truboprovodnogo Transporta Nefti i Nefteproduktov, 2017, vol. 7, no. 5, pp. 88–96. ISSN 2221-2701. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 79

УДК 539.4 Методы расчета толщин стенок и проверки прочности соединительных деталей сложной конструкции для магистральных газопроводов

В.П. Черний1*, О.В. Трифонов1, К.А. Войдер1, М.А. Овсянникова1, А.В. Рассохина1

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]

Тезисы. В работе рассмотрена задача определения толщин стенок и проверки прочности соедини- Ключевые слова: тельных деталей трубопроводов сложной конструкции типа отвода-перехода, тройника косого свар- магистральный ного, тройника сварного из отводов гнутых. Разработаны методики и алгоритмы аналитического газопровод, определения толщин стенок соединительных деталей. Аналитические методы расчета соедини- соединительная тельных деталей верифицированы на основе численного анализа напряженно-деформированного деталь, состояния соединительных деталей сложной конструкции методом конечных элементов для различ- метод расчета, ных сочетаний геометрических параметров деталей и условий нагружения. толщина стенки, прочность, В статье рассмотрены методики прочностного расчета соединительных деталей напряжение. трубопроводов сложной конструкции: • отвода-перехода; • тройника косого сварного (ТКС); • тройника сварного из отводов гнутых. Методикам прочностных расчетов различных видов соединительных деталей как сложных конструкций, так и обычного вида посвящено мало научных публикаций. Так получилось, что подобные методики были реализованы непосредственно в норматив- ных документах без предварительного детального анализа в технической периодике. Наиболее известным источником информации является сборник трудов [1] спе- циалистов компании M.W. Kellogg Ltd. (США), в котором в достаточно проработан- ном виде изложен принцип баланса площадей нагружения внутренним давлением и площадей восприятия нагрузок стенками детали. Баланс рассматривается примени- тельно к половине детали, рассеченной продольной плоскостью симметрии. Другой принцип расчета соединительных деталей трубопроводов – так называе- мый метод замены площадей – использован в стандартах1 Американского общества инженеров-механиков (ASME) и рекомендациях2 к одному из них, а именно к стандар- ту ASME B31.3. Суть этого метода в том, что для тройниковых соединений площадь «потерянного» металла стенки магистрали тройника при образовании в ней отверстия компенсируется дополнительной площадью сечения стенок магистрали и патрубка тройника при применении более толстых по сравнению с прямой трубой стенок. Если рассматривать торообразные оболочки, то при анализе напряжений и де- формаций в отводе-переходе используется подход [2, 3], основанный на формуле3 Лапласа – уравнении равновесия согласно безмоментной теории тонких оболочек вращения под действием внутреннего давления: NN 12 p, (1) UU12

где N1, N2 – погонные усилия в элементе оболочки в направлении главных координат;

ρ1, ρ2 – радиусы кривизны координатных линий; p – внутреннее давление.

1 См. ASME B31.1. Power piping; ASME B31.3. Process piping. 2 REF-3 ASME B31.3. Process piping guide. 3 См. Справочник проектировщика промышленных, жилых и общественных зданий и сооружений. Расчетно-теоретический. Кн. 2. – 2-е изд. – М.: Стройиздат, 1973.

№ 2 (44) / 2020 80 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

npd Ниже в статье методики и алгоритмы бу- tb . (6) дут рассмотрены применительно к расчету 2([Rnp ] ) соединительных деталей для магистральных Далее в статье все иллюстрации приведены газопроводов, проектируемых согласно требо- для деталей класса прочности К48 с норматив- ваниям СП 36.13330.21024. ными пределами прочности и текучести соот- ветственно 470 и 290 МПа. Применительно Исходные данные, необходимые к деталям данного класса прочности расчет- для прочностного расчета соединительных ное сопротивление материала зависит только деталей сложной конструкции от нормативного предела текучести, поэтому Согласно СП 36.13330.20124 для расчета тол- значения коэффициента надежности по ма- щин стенок соединительных деталей необхо- териалу при расчете по временному сопро-

дима следующая исходная информация: D – тивлению k1 не влияли на результаты опреде- наибольший диаметр наружный детали, мм; ления толщины стенки детали. Все графики

d – диаметр патрубка для ТКС, мм; p – рабо- построены для значения k1 =1,34. н чее давление, МПа; R1 – нормативное сопро- Все рассматриваемые в данной работе сое- тивление растяжению (сжатию) металла дета- динительные детали рассчитаны применитель- н ли по временному сопротивлению, МПа; R2 – но к участкам категории В (высокая) согласно нормативное сопротивление растяжению (сжа- стандарту для труб и деталей5. тию) металла детали по пределу текучести, МПа; m – коэффициент условий работы трубо- Методики и алгоритмы аналитического

провода; k1 – коэффициент надежности по ма- определения толщин стенок соединительных териалу при расчете по временному сопротив- деталей сложной конструкции

лению; k2 – коэффициент надежности по мате- Отвод-переход

риалу при расчете по пределу текучести; kн – Схема отвода-перехода показана на рис. 1. коэффициент надежности по ответственности Буквенные обозначения величин в данном раз- трубопровода; n – коэффициент надежности деле: D и d – соответственно бо́льший и мень- по нагрузке (внутреннему давлению). ший наружные диаметры отвода-перехода, Расчетные сопротивления растяжению мм; T – толщина стенки отвода-перехода, мм; (сжатию) [R] подлежат определению согласно  – угловая координата поперечного сечения 4 СП 36.13330.2012 : отвода-перехода, град.; dα – наружный диаметр

сечения с угловой координатой , мм; σα – коль- * []RRR min{;12 }; (2) цевое напряжение от действия внутреннего дав- ления в сечении с угловой координатой , МПа; m ɧ RR11 ; (3) σкц.α – кольцевое напряжение в условной прямо- kk1 ɧ линейной трубе с наружным диаметром dα при действии в ней внутреннего давления такого m RR* ɧ . (4) же значения, как в отводе-переходе; r – радиус 220,9k α ɧ средней линии в сечении с угловой координа- Толщины стенок соединительных дета- той , мм; β – угловая координата в поперечном

лей сравниваются с расчетными толщинами сечении отвода-перехода, град.; ηα – коэффи- стенок прямых труб, примыкающих к услов- циент несущей способности отвода-перехода ным тройникам. Так, толщина стенки прямой в сечении с угловой координатой , численно трубы, примыкающей к магистрали тройника, равный отношению толщины стенки перехода, определяется по формуле определенного для наружного диаметра сече- ния перехода с угловой координатой , к тол- npD t ; (5) щине стенки прямой трубы с таким же наруж- h 2([Rnp ] ) ным диаметром, выполненной из того же ма- примыкающей к ответвлению (патрубку) трой- териала и рассчитанной на то же рабочее дав-

ника – по формуле ление; σα.max – максимальное напряжение в се- чении с угловой координатой α при действии

4 СП 36.13330.2102. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные 5 См. СТО Газпром 2-4.1-713-2013. Технические трубопроводы. требования к трубам и соединительным деталям.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 81

внутреннего давления, МПа; ( )45 – величины, и их сочетания представлены в таблице. Отвод относящиеся к поперечному сечению отвода- имеет постоянный радиус кривизны оси ρ, рав- перехода с угловой координатой  = 45°; [R] – ный 1,5D, и постоянную толщину стенки T. расчетное сопротивление материала отвода-пе- Все поперечные сечения отвода-перехода

рехода, МПа; t45 – толщина стенки при расчете имеют круговую форму. Наружные диаметры по СП 36.13330.2012 в условной прямой трубе сечений находятся в линейной зависимости с наружным диаметром сечения, как в отводе- от угла α (см. рис. 1) и определяются по формуле переходе с угловой координатой  = 45°, из- D готовленном из того же материала и рассчи- dD (). Dd  (7) D 90 танном на то же рабочее давление, мм; a, b, c – соответственно коэффициенты и свободный Согласно методике расчета криволиней- член квадратного уравнения; n – коэффициент ных труб (отводов) постоянного поперечно- надежности по внутреннему давлению; η – го сечения на действие внутреннего давле- фактический коэффициент несущей способно- ния [3], кольцевое напряжение по контуру сече- сти отвода-перехода, численно равный отноше- ния отвода-перехода с угловой координатой α нию принимаемой для проектирования толщи- (см. рис. 1) изменяется в соответствии с зави-

ны T к толщине t45. симостью Переход с центральным углом 90° позво- r ляет соединить две прямые трубы с наруж- 2sinED U np() dD  T ными диаметрами сечений D и d. Возможные VDD Vɤɰ. ; Vɤɰ. D ; (8) §·rD 2T номинальные диаметры отвода-перехода 21¨¸E sin ©¹U

абT

ȕ rĮ d ȡ T

d Į

90 Į TT0 D ȡ

Рис. 1. Отвод-переход: а – сечение продольной плокостью симметрии; б – средняя линия сечения с угловой координатой α

Сочетания диаметров отвода-перехода, мм d D 50 65 80 100 125 150 200 250 300 350 65×––––––––– 80××–––––––– 100×××––––––– 125××××–––––– 150×××××––––– 200 – – × × × × – – – – 250–––××××––– 300 – – – – – × × × – – 350 – – – – – – × × × – 400 – – – – – – × × × ×

№ 2 (44) / 2020 82 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

1 rdTDD (). (9) Кроме того, считаем, что принимаемая для 2 проектирования толщина стенки перехода-

Максимального значения кольцевое напря- отвода должна быть не менее толщины th пря-

жение σα достигает на внутренней (вогнутой) мой трубы, присоединяемой к большему диа-

стороне сечения отвода-перехода при β = 270° метру детали (T = max{T45;th}). При этом значе- (см. формулу (8)). При оценке прочности ние T округляется в большую сторону с точно- по данной координате в сечении с угловой стью до 0,1 мм. координатой  коэффициент несущей способ- Фактический коэффициент несущей спо- ности отвода-перехода (по сравнению с прямой собности отвода-перехода η показывает, трубой) составляет во сколько раз стенка этой детали толще стен- ки сопоставимой прямой трубы. Численно U  0,5r K D . (10) коэффициент равен отношению принимаемой D U  r D для проектирования толщины стенки T к тол-

Тогда максимальное напряжение в сечении щине t45: с угловой координатой α равно T K . (19) t45 VĮ.max KDD Vɤɰ. . (11) В решении уравнения (18) коэффициенты Далее толщину стенки отвода-перехода определяются по следующим формулам: определяем по напряженно-деформированно- []R му состоянию (НДС) в сечении с центральным a 0,5; (20) углом α = 45°. Получим следующие вспомога- np тельные зависимости: []R bd 2(U 0,5 ) U (2 0,75 d ); (21) 1 45 45 dDd (); (12) np 45 2 cd (0,25) U d. (22) 1 45 45 rdT (); (13) 452 45 В формуле (19) толщина стенки опреде- ляется по формуле U0,5r K 45 ; (14) 45 Ur npd 45 t 45 . (23) 45 2([Rnp ] )

V45.max KV 45 ɤɰ.45 . (15) Формулы для определения расчетных соп- ротивлений материала отвода-перехода приве- Требуемую толщину стенки отвода-пере- дены в предыдущем разделе. хода определяем, приравнивая напряжение (см. формулу (15)) расчетному сопротивле- Тройник косой сварной нию [R]: Схема ТКС показана на рис. 2. Буквенные обоз- начения величин: D и d – наружные диаметры

K45Vɤɰ.45 [].R (16) соответственно магистрали и патрубка трой-

ника, мм; Th и Tb – расчетные толщины стенок При этом множители в левой части форму- соответственно магистрали и патрубка тройни- лы (16) записываем с учетом выражений (8), (14). ка, мм; α – угол между осями патрубка и ма-

После преобразований равенство (16) при- гистрали тройника, град.; di – диаметр внут-

водится к квадратному уравнению относитель- ренний патрубка, мм; d1 – диаметр внутренний но искомой толщины стенки отвода-перехода: максимальный (продольный) проекции сече- ния патрубка на горизонтальную поверхность, 2 aT45 bT 45 c 0, (17) мм; d2 – полудлина зоны восприятия нагрузки магистралью тройника, мм; L – высота зоны решение которого находится по формуле восприятия нагрузки патрубком (зоны усиле- ния патрубка), мм; A – площадь «потерянного» §·1 2 2 Tbbac45 ¨¸(4). (18) металла в стенке магистрали тройника, мм ; ©¹2a № 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 83

T d Коэффициент η определяется из следую- b d t i щего условия (для варианта равенства левой b и правой частей):

AA12t A; (31) A2 L

A h d1 1 T 2sinD A Atd (2D sin ) td ([K 2 t ) ; (32) hhh1 sin D

d d 2 2 h t

D AddTtdd (2 )(  ) (2K )( 1) t ; (33) Į 121hh 21 h Ɉɫɶɦɚɝɢɫɬɪɚɥɢ

()Ttbb Рис. 2. ТКС (фрагмент сечения продольной AL2 2 . (34) плоскостью симметрии) sin D В случае если по решению (31) получается, что η < 1, следует принять  = 1. Условие ра-

A1 – расчетная площадь зоны усиления трой- венства площадей в соотношении (31) приво- 2 ника в магистрали, мм ; A21 – расчетная пло- дит к квадратному уравнению щадь зоны усиления тройника в патрубке, мм2; 2 th – расчетная толщина стенки условной трубы, aη + bη + c = 0, (35) наружный диаметр и материал которой совпа- дают с соответствующими параметрами маги- коэффициенты и свободный член которого оп- страли тройника, при заданном рабочем давле- ределяются выражениями нии, мм; η – коэффициент несущей способно-

сти тройника; ξ – коэффициент, определяющий a = (5ξ – 2)ξth; (36) расчетную толщину стенки патрубка в зависи-

мости от расчетной толщины стенки магистра- b = d + 2(3 – sinα)ξth – 5ξtb; (37) ли; a, b, с – коэффициенты и свободный член квадратного уравнения. c = – (3 – sinα)d. (38) Особенность данной конструкции трой- ника сварного состоит в том, что ось патруб- Расчетные толщины условных прямых труб

ка тройника наклонена к оси магистрали под th и tb, соответствующих толщинам магистрали углом α. В методике учитывается, что угол и патрубка тройника, определяются по методи- α ≤ 90°. ке тех норм, по которым проектируется объект (см. предыдущий раздел). При этом может учи- ddTib (2); (24) тываться случай, когда магистраль и патрубок тройника изготовлены из материалов с различ- ddTib 2 d1 ; (25) ными прочностными свойствами. sinDD sin Решение уравнения (35) для коэффи- d2 = d1; (26) циента η находится по формуле

§·1 2 L = 2,5Tb; (27) K ¨¸(4). bb   ac (39) ©¹2a

Th = ηth; (28) Принимаемые толщины магистрали и от- ветвления тройника определяются по фор-

Tb = ξTh = ξηth; (29) мулам (28) и (29) при округлении значе- ний с точностью до 0,1 мм в бо́льшую сторо- ну. При существенных толщинах магистрали d [ 0, 45 0,55 . (30) и ответвления тройника возможна ситуация, D когда принятое значение размера d2 по форму- ле (26) является недостаточным с точки зрения

№ 2 (44) / 2020 84 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

учета площади подкрепления тройника. В этом стенками детали нагрузки от действия внут- случае необходимо проверить условие реннего давления, мм2; E, F – площади нагру- жения внутренним давлением, мм2; φ – угол 1 F ddTTt. (40) охвата площадей B и F, рад.; ρ – радиус сред- 212 hb F1 ней линии площади B, мм; ρF2 – радиус гранич- Если условие (40) выполняется, то расчет ной дуги, разделяющей площади B и F, мм;

закончен, если же не выполняется, то вместо TA и TB – толщины стенок при расчете по пло- 2 принятого значения d2 (см. формулу (26)) сле- щадям A и B соответственно, мм ; η – коэффи-

дует определить d2 по формуле циент несущей способности тройника; a, b, c – коэффициенты и свободный член квадрат- 1 ddTT21 hb (41) ного уравнения; n – коэффициент надежности 2 по внутреннему давлению.

и найти A1 по новой формуле Рассматриваемая деталь состоит из раз- резанных специальным образом и сваренных 2 At1 2(1[KK )h ( 1). (42) гнутых отводов с углом поворота 45° каждый.

D = 57…426 мм, ρОГ = 3D…5D. Отводы имеют Теперь получаем новые формулы для коэф- с каждой стороны прямолинейные участки фициентов и свободного члена квадратного длиной не менее 150 мм. В месте острого угла уравнения: между отводами в пределах криволинейного участка вваривается ребро жесткости из сталь- 2 at [2(1[D[ )sin 5]h ; (43) ного листа. В расчете толщины стенки дета- ли (см. ниже) подкрепляющее влияние ребра

btt (4hb[[D 5 ) 2(1 2 )sin t h; (44) жесткости не учитывалось, поэтому на рис. 3 ребро жесткости не показано. c = – (2 – sinα)d. (45) Расчет толщины стенки тройника сварно- го Y-ОГ базируется на принципиальном под- Тройник сварной из отводов гнутых (Y-ОГ) ходе, заложенном специалистами компании Расчетная схема тройника Y-ОГ показана M.W. Kellogg Ltd. (США) [1], согласно которо- на рис. 3. Буквенные обозначения величин: му рассматривается баланс площадей нагруже-

D и Di – соответственно наружный и внутрен- ния внутренним давлением (см. площади E и F ний диаметры отвода гнутого, мм; T – расчет- на рис. 3) и площадей восприятия нагрузки ма- ная толщина стенки тройника сварного Y-ОГ, териалом детали (см. площади A и B на рис. 3).

мм; ρОГ – радиус кривизны оси отвода гнутого, Расчетная длина зоны восприятия нагрузки мм; L – длина зоны восприятия нагрузки стен- определяется зависимостью кой детали, мм; A, B – площади восприятия 11 1 LDTDTTD  (2) . (46) 22i 2 В формуле (46) учтено, что

D /2 D i Di = D – 2T. (47) Ɉɫɶɫɢɦɦɟɬɪɢɢ T L Площади восприятия нагрузки (площади сечения тройника) определяются по формулам 90° 2 T/tg22,5° 1 T A ALT  ȡ 1 ȡ F2 4 2tg22,5q E 1 §·T F TD ; (48) ij B ¨¸ F 3 2tg22,5q 5 ©¹

0 45° 22,5° 2 B = LT. (49)

Рис. 3. Расчетная схема тройника сварного Y-ОГ

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 85

Площади нагружения внутренним давлением: §·§·TT111 EL#¨¸¨¸ Di D (2). DT  (50) ©¹©¹tg22,5qq 2 2 2 tg22,5 Формула (50) для площади E вытекает из анализа схемы на рис. 3. Знак «приблизительно равно» использован здесь потому, что конфигурация этой площади может несколько изменяться

в зависимости от принятого соотношения ρОГ/D. 11 11 U UDDTT U  ; (51) Fi1 ɈȽ22 ɈȽ 2 2

2LD MF ; (52) UUFF11

11 U U DDT U   ; (53) Fi2 ɈȽ22 ɈȽ

1122ªMºSS§·F F UɈȽ «»tg  tg¨¸  MUFF2 . (54) 28824¬¼©¹ Формула (54) для площади F следует из анализа схемы на рис. 3. Площадь F состоит из разно- сти площадей прямоугольных треугольников с вершинами в точках 0, 2, 1 и в точках 0, 2, 3, из ко-

MF торой вычитается площадь S сектора 0, 4, 5 с центральным углом и радиусом ρF2 (см. рис. 3). 2 Формула (54) учитывает, что в общем случае площадь S равна половине произведения длины дуги на радиус: 1 M S F U2 . (55) 22 ɈȽ Толщина тройника определяется по большему из двух значений:

TTT max^`AB ; . (56)

Составляющие TA и TB в формуле (56) определяются из условий соответственно: 1 EA np2 d []; R A (57) 1 FB np2 d []; R (58) B Распишем более подробно условия (57) и (58), подставляя в них формулы для составляющих. В случае равенств рассматриваемых условий получим уравнения для определения искомой тол- щины стенки отводов.

Для толщины стенки TA (см. формулу (57)) получим квадратное уравнение:

2 aTAA bT c 0; (59)

* ak p 2; (60)

ªºS * (61) bk «»(1)tg;p  D ¬¼8

№ 2 (44) / 2020 86 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

1 S cD  2 tg ; (62) 28

[]R 1 k* ; (63) p np 2

§·1 2 TbbacA ¨¸(4). (64) ©¹2aA

Для толщины стенки TB (см. формулу (58)) получим трансцендентное уравнение: 2 §·1 ¨¸UɈȽ DT b 1 2 ªS§· S1 D º DkDT©¹U2*tg  tg   0. (65) 288211ɈȽ «»¨¸ 11 pb UDT «»¨¸ U DT  ɈȽ22bb¬¼©¹ ɈȽ 22 Уравнение (65) реализуется любым из известных способов решения нелинейных уравнений. Окончательная толщина T стенки тройника Y-ОГ принимается согласно условию (56) как

большее из полученных значений TA и TB, округленное в большую сторону с точностью до 0,1 мм. Исходная расчетная толщина t стенки тройника Y-ОГ находится как для прямой трубы, у ко- торой наружный диаметр и материал совпадают с аналогичными параметрами отвода, входящего в виде составляющей детали в конструкцию тройника. Коэффициент несущей способности трой- ника Y-ОГ находится как отношение толщин: T K . (66) t

Толщину ребра жесткости (диафрагмы) Td следует определять из условия ­½1 Td max®¾T ; 20 ɦɦ . (67) ¯¿3

Численный анализ НДС соединительных деталей сложной конструкции Методика численного анализа Общие требования к расчетной модели. Расчет НДС и проверка прочности деталей сложной конструкции проводятся в рамках численной реализации соответствующей модели механики конструкций. Расчетная модель должна учитывать особенности геометрии детали, упругопласти- ческие свойства материалов, граничные условия, действующие нагрузки. В расчетной схеме де- тали сложной конструкции следует рассматривать как конструкции из оболочечных элементов или трехмерных деформируемых тел. Расчет, как правило, выполняется методом конечных элементов с использованием специали- зированных или многофункциональных программных комплексов. При описании упругопласти- ческого поведения материалов применяется аппарат теории пластического течения с критерием текучести Мизеса и учетом упрочнения. Результаты расчета должны содержать набор параметров НДС по узлам (элементам) модели. По результатам расчета проводится проверка критериев проч-

ности относительно мембранных составляющих эквивалентных напряжений σэк в точке с макси- мальными эквивалентными напряжениями согласно условию

ɧ Vɷɤ d R2 . (68)

Эквивалентное напряжение, соответствующее теории Мизеса, вычисляется [4] по формуле

1 2222221/2 Vɷɤ [( V11 V 22 )(  V 22 V 33 )(  V 33 V 11 )6(  W 12 W 13 W 23 )] (69) 2

через нормальные σ11, σ22, σ33 и касательные τ12, τ13 и τ23 компоненты тензора напряжений.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 87

Мембранные напряжения вычисляются Рамберга – Осгуда [5], которое можно предста- в результате осреднения соответствующих ком- вить в виде понент полных напряжений по толщине. В слу- n VVV §· чае использования оболочечных моделей до- H A y ¨¸, (72) EE¨¸V пускается вычислять мембранные напряжения ©¹y

как половину суммы напряжений на внешней где ε – деформация; σy – предел текучести; E – и внутренней поверхностях оболочки, например: модуль упругости; A и n – параметры модели, вычисляемые по формулам 1 in out V11 (),VV 11 11 (70) 2 E A 0,002 ; in out где σ11 и σ11 – соответствующие компоненты V y напряжения в точках на внутренней и внеш- ªº§·Vu ней поверхностях оболочки, расположенных ln«» 500¨¸G p  ©¹E на концах отрезка, перпендикулярного средин- n ¬¼, (73) §·V ной поверхности оболочки. ln u ¨¨¸¸ При проверке прочности детали для ста- ©¹V y дии эксплуатации расчет должен быть прове-

ден с учетом действующих эксплуатационных где σu – предел прочности; δp – деформация,

нагрузок: соответствующая σu. • внутреннего избыточного давления Полученная аппроксимация инженерной транспортируемого продукта; диаграммы деформирования для целей после- • весовых нагрузок; дующего численного анализа должна быть пе- • продольных и поперечных сил, изги- рестроена в координатах «истинное напряже-

бающих и крутящих моментов, действующих ние σист – логарифмическая деформация εln» по торцам детали при ее работе в составе тру- по формулам: бопроводной конструкции (возникающие силы

и моменты обусловлены деформациями и нап- σист = σ(1 + ε); εln = ln(1 + ε), (74) ряжениями в расчетной схеме трубопроводной системы при действии температурного пере- где σ, ε – инженерные меры напряжения и де- пада, внутреннего давления, весовых нагрузок формации соответственно. в процессе эксплуатации); Построение конечноэлементных моде- • прочих нагрузок, учитываемых при про- лей деталей сложной конструкции. Модели верке прочности трубопровода в соответствии НДС деталей сложной конструкции при дей- с требованиями нормативного документа, при- ствии внутреннего давления на основе обо- нятого при проектировании. лочечных моделей реализованы методом ко- Неупругое деформирование материа- нечных элементов в программном комплексе ла трубы. Для описания неупругого деформи- ANSYS 15.0 [6]. рования материала трубы использован аппа- ANSYS является одним из наиболее ши- рат теории пластического течения с критерием роко используемых многофункциональных текучести Мизеса и нелинейным изотропным программных комплексов, реализующих метод упрочнением [4]. Критерий текучести опреде- конечных элементов для расчета конструкций ляется соотношением различного назначения. ANSYS позволяет де- тально исследовать и визуализировать НДС, f = σэк – σ0(Wp) = 0, (71) возникающее в детали из-за рассматриваемых нагрузок и воздействий.

где параметр текучести σ0 является функцией Для моделирования деталей использованы работы напряжений на пластических деформа- оболочечные 4-узловые конечные элементы,

циях Wp. поддерживающие большие перемещения и де- Для вычисления закона упрочнения формации, а также упругопластические моде- кривая одноосного растяжения σ – ε за- ли материалов. Расчетные схемы деталей по- дается в модели пластичности и аппрок- строены в соответствии с их геометрией, опи- симируется с использованием уравнения санной в предыдущем разделе.

№ 2 (44) / 2020 88 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

При разбиении модели на конечные эле- • нулевой поворот относительно оси z менты применяются преимущественно регу- на данном конце; лярные сетки, за исключением участков слож- • нулевое перемещение в поперечном го- ной геометрии, для которых использованы нере- ризонтальном направлении (z) в другом конце- гулярные сетки с контролем размера элементов. вом сечении; Конечноэлементные модели построены из усло- • продольные силы в центральном узле вия адекватного представления локальных нап- двух концевых сечений, соответствующие дав- ряжений и деформаций, возникающих в области лению среды на заглушку. резкого изменения геометрии деталей. Данные условия соответствуют случаю Конечноэлементные модели рассматривае- шарнирного опирания с дополнительным огра- мых деталей приведены на рис. 4. Граничные ничением поворота детали как жесткого целого. условия в концевых сечениях деталей заданы При расчете ТКС в качестве граничных через центральный узел сечения, соединенный условий заданы: с узлами по контуру элементами жестких свя- • нулевые линейные перемещения по осям зей. Такой способ позволяет задавать как кине- x, y, z центрального узла сечения на одном матические (перемещения, углы поворота), так из концов магистрали; и силовые (силы, моменты) граничные условия • нулевое линейное перемещения по оси y на сечениях деталей. центрального узла сечения на другом конце ма- При расчете отвода-перехода в качестве гистрали; граничных условий заданы: • нулевой поворот относительно оси y; • нулевые линейные перемещения по осям • продольные силы в центральном узле x, y, z центрального узла сечения на одном концевых сечений магистрали и отвода, соот- из концов; ветствующие давлению среды на заглушку.

а б

в г

Рис. 4. Конечноэлементные модели соединительных деталей: а – отвода-перехода; б – ТКС равнопроходного; в – ТКС неравнопроходного; г – тройника сварного Y-ОГ

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 89

Данные условия отвечают случаю шарнир- (максимальное значение σэк составляет ного опирания магистрали тройника с допол- 236 МПа). Таким образом, предложенная ана- нительным ограничением поворота детали как литическая модель дает достаточный запас жесткого целого. по эквивалентным напряжениям. При расчете тройника сварного из отводов Расчет НДС ТКС (см. рис. 6) для следую- гнутых в качестве граничных условий заданы: щих исходных данных: D = 426 мм, d = 219 мм,

• нулевые линейные перемещения по осям α = 45°, p = 9,8 МПа, Th = 27,6 мм, Tb = 20,3 мм. x, y, z центрального узла сечения на «нижнем» Результаты приведены для мембранных конце Y-ОГ; составляющих напряжений и деформаций. • нулевой поворот относительно оси y Согласно им критерий по максимальным эк- данного узла; вивалентным напряжениям выполняется (мак-

• нулевые линейные перемещения симальное значение σэк составляет 265 МПа). по оси y на «верхних» концах Y-ОГ. Таким образом, предложенная аналитическая Перечисленные условия соответствуют слу- модель для расчета толщин стенок ТКС дает чаю шарнирного опирания детали с дополни- допустимый запас по эквивалентным напря- тельным ограничением поворота как жесткого жениям. целого. Расчет НДС тройника сварного Y-ОГ Расчеты проведены при автоматическом (см. рис. 7) для следующих исходных дан-

контроле точности и сходимости решения. ных: D = 426 мм, ρОГ = 1278 мм, p = 9,8 МПа,

T = 22,1 мм, Td = 20,0 мм. Примеры расчета соединительных деталей Результаты приведены для мембранных сложной конструкции составляющих напряжений и деформаций.

На рис. 5–7 показаны распределения σэк, Па, Согласно им имеет место нарушение крите- и деформаций соответственно отвода-перехо- рия по максимальным эквивалентным напря-

да, ТКС и тройника сварного из отводов гну- жениям (максимальное значение σэк составляет тых, полученные в результате численного ана- 305 МПа). лиза модели метода конечных элементов. Таким образом, предложенная аналитичес- Расчет НДС отвода-перехода (см. рис. 5) кая модель для расчета толщин стенок тройни- для следующих исходных данных: D = 426 мм, ка сварного из отводов гнутых позволяет обес- d = 219 мм, ρОГ = 639 мм, p = 9,8 МПа, печить выполнение условий прочности для де- T = 14,2 мм. тали за исключением области со сложной гео- Результаты приведены для мембран- метрией в зоне стыковки изогнутых цилиндри- ных составляющих напряжений и деформа- ческих поверхностей отводов (рис. 8). Данная ций. Согласно им критерий по максимальным зона является зоной локальной концентрации эквивалентным напряжениям выполняется напряжений.

аб

Рис. 5. Распределение эквивалентных напряжений (а) и деформаций (б) в отводе-переходе

№ 2 (44) / 2020 90 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

а б

Рис. 6. Распределение эквивалентных напряжений (а) и деформаций (б) ТКС

а б

Рис. 7. Распределение эквивалентных напряжений (а) и деформаций (б) тройника сварного Y-ОГ

Рис. 8. Зона концентрации напряжений тройника сварного Y-ОГ

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 91

*** Рассмотрена задача определения толщин толщин стенок соединительных деталей. стенок и проверки прочности соединительных Аналитические методы расчета соединитель- деталей трубопроводов сложной конструкции ных деталей верифицированы на основе чис- типа отвода-перехода, ТКС и тройника свар- ленного анализа НДС соединительных деталей ного из отводов гнутых. Разработаны методи- сложной конструкции методом конечных эле- ки и алгоритмы аналитического определения ментов.

Список литературы 1. Design of piping systems / 4. Качанов Л.М. Основы теории пластичности / M.W. Kellogg Company. – 2nd ed., revised. – N.Y.: Л.М. Качанов. – М.: Наука, 1969. – 420 с. John Wiley and Sons, 1956–1977. – 402 с. 5. Ramberg W. Description of stress-strain curves 2. Новожилов В.В. Теория тонких оболочек / by three parameters / W. Ramberg, W.R. Osgood. – В.В. Новожилов. – 2-е изд. – Л.: Судпромгиз, Washington, DC: National Advisory Committee 1962. for Aeronautics, 1943. – Technical note no. 902. 3. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных 6. ANSYS Release 15.0 Documentation. – трубопроводов на прочность Canonsburg, Pennsylvania: Ansys Inc., 2011. и устойчивость: cправ. пособие / А.Б. Айнбиндер, А.Г. Камерштейн. – М.: Недра, 1982.

Methods aimed at calculating wall thicknesses and testing strength of complex connectors designed for trunk gas pipelines

V.P. Cherniy1*, O.V. Trifonov1, K.A. Voyder1, M.A. Ovsyannikova1, A.V. Rassokhina1

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. In this paper, authors consider the problem of determining wall thicknesses and checking the strength of steel pipe fi ttings of complex design such as bend-transition, oblique welded tee, welded tee from bent bends. Methods and algorithms for analytical determination of wall thicknesses of connecting parts have been developed. Analytical methods for calculating the connecting parts have been verifi ed on the basis of a numerical analysis of the stress-strain state of the fi ttings of complex design using the fi nite element method for various combinations of the geometric parameters of the fi ttings and loading conditions.

Keywords: trunk gas pipeline, fi ttings, wall thickness, strength, stress.

References 1. M.W. KELLOGG COMPANY. Design of piping systems. 2nd ed., revised. N.Y.: John Wiley and Sons, 1956–1977. 2. NOVOZHILOV, V.V. Thin shells theory [Teoriya tonkikh obolochek]. 2nd ed. Leningrad: Sudpromgiz, 1962. (Russ.). 3. AYNBINDER, A.B., A.G. KAMERSHTEYN. Strength and stability analysis of trunk gas pipelines [Raschet magistralnykh truboprovodov na prochnost i ustoychivost]: reference guide. Moscow: Nedra, 1982. (Russ.). 4. KACHANOV, L.M. Principals of plasticity theory [Osnovy teorii plastichnosti]. Moscow: Nauka, 1969. (Russ.). 5. RAMBERG, W., W.R. OSGOOD. Description of stress-strain curves by three parameters. Washington, DC: National Advisory Committee for Aeronautics, 1943. Technical note no. 902. 6. ANSYS Release 15.0 Documentation. Canonsburg, Pennsylvania: Ansys Inc., 2011.

№ 2 (44) / 2020 92 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

УДК 621.515 Проектирование центробежных компрессоров на основе метода универсального моделирования

Ю.Б. Галеркин1, А.Ф. Рекстин1*, А.А. Дроздов1, К.В. Солдатова1, О.А. Соловьёва1, Е.Ю. Попова1

1 Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, Российская Федерация, 195251, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д. 29 * E-mail: [email protected]

Ключевые слова: Тезисы. Предложена сквозная система проектирования на базе замкнутых компьютерных программ, центробежный результатом применения которой становятся семейство газодинамических характеристик компрес- компрессор, сора и твердотельная модель его проточной части. Существенному улучшению подвергнуты два проектирование основных этапа проектирования – первичный и окончательный с поиском оптимального решения. газодинамических характеристик, коэффициент Несмотря на успехи газодинамической теории и вычислительной газодинамики, полезного действия, окончательно не решен вопрос создания надежного проекта проточной части центро- компьютерное бежного компрессора, обеспечивающего технические требования к производитель- моделирование. ности и отношению давлений при наивысшем возможном КПД. Поскольку аналитическое описание рабочего процесса невозможно, поиск опти- мального решения достижим только путем сопоставления вариантов проточной части. Для каждого из этих вариантов нужно рассчитать КПД и отношение давле- ний (π) при заданном расходе. Отечественные и зарубежные методы математичес- кого моделирования [1–4] с большей или меньшей степенью соответствуют задаче. Политехническая научная школа компрессоростроения работает с методом универ- сального моделирования (далее – метод) [5, 6]. С помощью 4-й версии метода созда- ны компрессоры газоперекачивающих агрегатов нового поколения в рамках конвер- сионной программы «Урал-Газпром» [7] и реализованы десятки других успешных проектов [8]. Математические модели для расчета КПД существенно усовершенство- ваны в моделях 5-й [9] и 6-й [10] версий и использованы при проектировании новых компрессоров [11, 12]. Недостатком метода на начальном этапе была относительная сложность процес- са проектирования. Проектирование выполнялось последовательным применением нескольких непосредственно не связанных между собой программ. В ходе оптимиза- ции пользователю следовало принимать ряд решений, требующих большого опыта. Создание твердотельной модели проточной части не предусматривалось. В связи с этим была поставлена задача минимизации интерактивного участия пользователя в процессе оптимального проектирования, повышения качества матема- тических моделей и создания замкнутой системы компьютерных программ. На выхо- де процесса проектирования в среде разработанной сквозной системы получают се- мейство газодинамических характеристик компрессора и твердотельную модель про- точной части. Для повышения качества и надежности проектирования существенно- му улучшению подвергнуты два основных этапа проектирования – первичное и окон- чательное с поиском оптимального решения.

Вариантный расчет многоступенчатого компрессора. Новая упрощенная математическая модель КПД Заданные параметры компрессора могут быть обеспечены практически неисчисли- мым количеством вариантов его конструкции. В общем случае предметом выбора для проектировщика являются: • количество валов, на которых установлены рабочие колеса (РК) ступеней;

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 93

• количество ступеней на валах; протечек; η – политропный коэффициент по- • число оборотов валов в минуту; лезного действия. • количество промежуточных охлаждений; Идея математической модели для оцен- • диаметры РК; ки КПД ступеней по параметрам проектиро- типы РК (радиальные (РРК) или осера- вания Φ , Ψ , конструктивному ограниче- • расч Tрасч

диальные (ОРК)); нию Dвт.мин (где Dвт.мин – минимальный диаметр • типы диффузоров (лопаточные (ЛД) или вала (втулки)) и условным критериям по- безлопаточные (БЛД)). добия была сформулирована и реализована При расчете компрессора очевидным яв- Е. Поповой [14]. Позднее предложен и вери- ляется использование уравнения неразрывнос- фицирован [15] современный вариант системы ти. Через все ступени компрессора проходит уравнений: одинаковый массовый расход (m), объемный расход определяется изменением плотности Ș* 1,XK K K K 'K'K (4) ɪɚɫɱ 1 Ɏɥɞɜɩ

проектирования ступени [13] – условный коэф- где X1 – эмпирический коэффициент; коэф- 1 фициент расхода (Φ) – зависит от диаметра D2 фициенты K учитывают влияние параметров,

РК и частоты вращения ротора (показателя по- соответствующих их нижним индексам; Δηлд – литропы) n, об/мин: учитывает уменьшение потерь за счет исполь- зования ЛД; Δη – потери во входном патруб- §·mm24,33 §· вп ĭ , (1) ке (ВП). ɪɚɫɱ ¨¸ 3*¨¸ *2S DnU ¨¸ȡ Du 20©¹ɪɚɫɱ Наличие способа оценки КПД ступени от- ©¹0224 ɪɚɫɱ крывает возможность расчета КПД компрессо- где u – окружная скорость (окружное направ- ров с учетом потерь во входном патрубке и про- ление). межуточных охладителях (при их наличии). Второй главный параметр проектирова- В сжатом виде информация о вариантном рас- ния – коэффициент теоретического напора РК чете одновального компрессора без промежу-

(ΨT) на расчетном режиме: точных охлаждений представлена на рис. 1. Если для одновального компрессора без §·cu2

k количество сопоставляемых вариантов. K* *2k 1 S (1  (kM  1)

энтропы); Mu – условное число Маха; βтр – коэф- валов, ступеней, коэффициентами Φ и Ψ сту-

фициент дискового трения; βпр – коэффициент пеней, количеством и расположением газоохла- дителей [12]. После выбора нужного варианта программы осуществляют первичное проек- 1 Здесь и далее в статье применены универсальные тирование – расчет размеров проточной части индексы условных обозначений. Подстрочные: 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6 – индексы контрольных сечений; ступеней компрессора для расчета газодинами- г – гидравлический; го – граница отрыва; кр – ческих характеристик методом универсального критический; л – лопатка; н – начальное значение; опт – оптимальное значение; расч – относящийся моделирования. к расчетному режиму (по расходу); мин – минимальное значение; макс – максимальное значение; h – англ. hub Первичное проектирование РК (магистраль); s – англ. shroud (бандаж). Надстрочные: звездочка (*) означает отнесение к полным параметрам В прежних версиях метода первичное проектиро- (параметры торможения); черта означает линейный вание проточной части ступени осуществлялось размер, отнесенный к D , или скорость потока, 2 согласно принципам политехнической научной отнесенную к u2.

№ 2 (44) / 2020 94 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

а б

в г

Рис. 1. Программа первичного проектирования ППОВЦК-Г9Р: а – меню ввода параметров одновального компрессора; б – меню выбора способа вариантного расчета; в – графическое представление параметров компрессора с разными значениями Ψ; г – параметры выбранного варианта

школы [13] с учетом рекомендаций ведущих оте- усовершенствовать любой первичный проект. чественных ученых [16–19]. Передовые научные Однако способность математической моде- взгляды отечественных ученых по-прежнему ак- ли найти правильное решение не следует пе- туальны. Но эксперименты 2-й половины прош- реоценивать. На этой стадии проектирования лого столетия, на которых основаны рекомен- от пользователя требуются высокая квалифи- дации по проектированию, не отражают всей кация и определенные трудовые затраты для сложности современной компрессорной техни- дополнительного анализа и принятия правиль- ки. Практически это означает, что рассчитанное ного решения. по первичному проекту отношение давлений мо- Наиболее ответственная часть проектиро- жет не соответствовать техническому заданию, вания РК – точная оценка коэффициента Φ, при элементы проточной части ступени не согласо- котором безударно обтекаются лопаточные ап- ваны, КПД ниже ожидаемого. параты РК, ЛД, обратно-направляющего аппа- Поскольку метод универсального модели- рата (ОНА). Также надо с максимальной точ-

рования позволяет рассчитывать характерис- ностью определить коэффициент ΨT. При этих тики любых проточных частей, то автомати- условиях математическая модель метода уни- чески или интерактивно программа оптималь- версального моделирования надежно рассчиты- ного проектирования формально способна вает КПД и отношение π*.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 95

аб в Рис. 2. ОРК 0132-0,545-0265: а – параметры проектирования (программа РСХЦК-9-ГР); б – вид лопаточной решетки; в – диаграммы скоростей (программа 3ДМ.023)

Авторы поставили задачу решить эти Хорошо проверенная рекомендация – безудар- проблемы с максимальным приближением ное обтекание лопаток на заданном расчетном к действительности уже на стадии первично- режиме – не подтвердила своей эффективности го проектирования, когда участия пользовате- в случае малорасходных РК [20]. ля не предусмотрено. Это сглаживает отличие Сопоставление десятков вариантов мало- окончательного проекта от первичного и ниве- расходных РРК позволило предложить такую лирует роль и влияние квалификации пользова- методику выбора размеров: теля при окончательном проектировании. • лопаточный угол на входе – не менее 23°; С этой целью 124 РРК и ОРК с па- • высота лопаток на входе соответствует раметрами проектирования в диапазоне такому положительному углу атаки, при кото- Φ = 0,015…0,15, Ψ = 0,40…0,70, ром пик скорости на входной кромке дозирован расч Tрасч

Dвт = 0,25…0,40 были оптимально спроекти- (см. далее рис. 5 внизу справа); рованы методом универсального моделирова- • выходной угол лопаток не должен быть ния, а их лопаточные решетки оптимизирова- меньше 16°; ны на основе анализа диаграмм скоростей не- • относительная высота лопаток обеспе- вязкого потока. Как основные размеры, так чивает такой коэффициент расхода, при кото- и форма лопаток каждого из РК сопоставле- ром коэффициент теоретического напора не- ны во многих вариантах, так что предлагаемая вязкого (идеального) потока (Ψ ) соответст- Tид новая методика первичного проектирования вует нужному реальному коэффициенту напо-

основана на расчетах многих сотен вариантов ра с учетом поправки Kμ на влияние вязкости: РК. Наиболее важные черты метода первично- < K <. TTɪɚɫɱP ɢɞ го проектирования РК представлены ниже. Первичное проекирование среднерасход-

Размеры входа в РК (D0опт) по традиции, ных РРК и высокорасходных ОРК в основном подтвержденной успешной практикой, выби- соответствует схеме, представленной в моно- раются на основе минимизации относительной графии Ю.Б. Галеркина [5]. Использованы ре- скорости. Для ОРК: зультаты исследований CFD2-методами [10]. Главная новизна первичного проектирования 2 в том, что получены точные рекомендации 1 §·Ɏ 3 DD 2 2,3 ¨¸ɪɚɫɱ (5) по выбору размеров проточной части, нужных 0ɨɩɬ ɜɬ ¨¸HWc ©¹11ɪɚɫɱ для расчета характеристик по модели КПД ме- тода универсального моделирования. где ε′ – отношение плотностей.

Диаметр входа D0опт (см. уравнение (5)) 2 CFD (англ. computational fl uid dynamics) – определяет входной треугольник скоростей. вычислительная гидродинамика.

№ 2 (44) / 2020 96 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

0 Авторами разработаны формулы для расчета входных лопаточных углов на периферии βл1s 0 0 и у втулки βл1h, выходного лопаточного угла βл2, числа лопаток zРК и коэффициентов формы лопа- ток в программе 3ДМ.023. Эта программа осуществляет расчет пространственной формы лопа- ток для твердотельной модели и диаграмм скоростей невязкого потока для анализа формы лопа- ток (рис. 2). Диаграммы скоростей показывают, что при окончательном проектировании входной угол ло- паток на периферии можно уменьшить на 1° для уменьшения пика скоростей. Это обеспечит условие безударного входа на расчетном режиме. Выходной угол лопаток обеспечивает заданный

коэффициент ΨT с превышением на 1,1 %. Такая точность расчета в сторону увеличения напора не требует корректировки выходного угла. Ранее опубликованы примеры первичного проектиро- вания колес в широком диапазоне коэффициентов напора и расхода, подтверждающие близость первичного проекта РК к окончательному проекту [21].

Первичное проектирование неподвижных элементов ступени Современные БЛД имеют суженный начальный участок для увеличения угла потока в основную часть с постоянной шириной. Если угол потока на выходе из РК достаточен для хорошей рабо- ты БЛД, суженный начальный участок не нужен. Объекты первичного проектирования – относи-

b3 D4 тельная ширина b3 = и радиальная протяженность D4 = . В предлагаемом методе первично- D2 D2 го проектирования впервые выбор относительной ширины увязан не с параметрами расчетного

режима, а с обеспечением безотрывного течения на предпомпажном режиме. Оценка положения границы помпажа. В практике расчетов общепринято понимание гра- ницы помпажа как режима с максимальным отношением давлений [22]. Граница помпажа соот-

ветствует коэффициенту расхода, при котором коэффициент политропного напора Ψp = ΨT – Ψw

(где Ψw – потерянный напор) достигает максимума: d(< ) p 0. (6) d)

Линейная зависимость ΨT от условного коэффициента Φ проанализирована ранее [23]. На рис. 3 показаны напорная характеристика и треугольник скоростей при линейной зависимости

ΨT = f(φ2), где φ – коэффициент расхода. В пределах практически используемой части размерной характеристики компрессоров зави- симость внутреннего напора от расхода также линейная [16]. Для целей первичного проектиро-

вания приемлемо считать функцию ΨT = f(φ2) также линейной, хотя связь между Φ и φ2 не вполне линейная. При линейной зависимости коэффициента напора от коэффициента расхода ) < <<<(). (7) TT00 TTɪɚɫɱ )ɪɚɫɱ На основании экспериментальных данных [23] предложена приближенная формула при Ψ = 0,40…0,70: Tрасч

< 0,84  0, 27( <  0,40). (8) TT0 ɪɚɫɱ

Связь гидравлического КПД ηг (не учитывающего щелевые потери) с подведенным и поте- < < рянным напорами: K 1 w . Для отношения w рекомендовано [24] приближенное выра- ɝ < < T wɪɚɫɱ жение: 3 < §·) w 18,51¨¸  . (9) <)¨¸ wɪɚɫɱ ©¹ɪɚɫɱ № 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 97

ȕbl2 > 90°

1 ȕbl2 = 90°

ȕ Ȍ bl2 T0 PD[’ ij ȕT 2max ij

ȕ < 90° c bl2 2 ȕbl2 2 w 2 ij ȕT ȕ2 ȌT

Ȍ T0 u = 1 ij2max ijPD[’ 2 аб Рис. 3. Напорная характеристика (а) и треугольник скоростей (б)

при линейной зависимости ΨT = f(φ2): w – относительная скорость потока; β – угол между относительной скоростью потока и обратным окружным направлением;

βbl – выходной угол лопатки; βw – угол движения потока

После преобразований и поиска Φкр, соответствующего максимальному значению Ψpмакс, по- лучаем: ªº3 <

Выбор ширины основного участка БЛД. После расчета отношения Φкр/Φрасч следует опре- делить, насколько угол выхода потока из РК α уменьшится на границе помпажа. Полученное 2расч значение следует сравнить с углом α , при котором в основной части БЛД наступает отрыв («гра- 3го

ница отрыва»), и выбрать отношение b3 (где b – ширина канала в направлении оси ротора), при котором D D . На рис. 4 показаны отрывное и безотрывное течения в БЛД по результатам 33ɤɪ ɝɨ CFD-расчетов [25, 26]. Очевидна сильная зависимость критического угла потока, при котором начинается отрыв, от относительной ширины БЛД. Обработка результатов расчетного эксперимента установила сле- дующую зависимость тангенса угла потока на границе отрыва в БЛД, т.е. на границе помпажа: tgD 0,0875  3,5b . (12) 33ɝɨ

Угол выхода потока из РК на границе помпажа определяется составляющими треугольника скоростей φ , Ψ . Тангенс угла потока на границе помпажа: 2кр Tкр ) M ɤɪ 2ɪɚɫɱ ) tgD ɪɚɫɱ . (13) 2ɤɪ ) 0,84<<< 0, 27( 0, 40) (0,84 0, 27( 0, 40) ) ɤɪ TTTɪɚɫɱ ɪɚɫɱ ɪɚɫɱ )ɪɚɫɱ

№ 2 (44) / 2020 98 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Относительная ширина БЛД, при которой D D : 22ɤɪ ɝɨ

0,0875 0,00766 D 14tg 22b b ɝɨ . (14) 3 7

Радиальная протяженность БЛД. Даже при α2 = 10° в узком и длинном диффузорах давле-

ние растет. Очевидно, рациональное отношение D4/D2 следует искать совместно с последующим элементом проточной части. Ранее проблема обсуждалась на основании выражения для потери КПД в неподвижных элементах ступени [5]. С увеличением радиальной протяженности БЛД коэффициент потерь растет, но становится меньше кинетическая энергия на входе в ОНА или улитку. В более длинном ОНА больше поте- ри трения. Анализ параметров разработанного К.В. Солдатовой семейства модельных ступеней 21CV [9] и расчетное исследование методом универсального моделирования позволили предло- жить для первичного проектирования БЛД ступеней промежуточного типа такое уравнение:

0,5 D4 1,45) 1,4(ɪɚɫɱ 0,015) . (15)

Для концевых ступеней с улитками или выходными сборными камерами радиальная протя- женность БЛД ограничивается конструктивными соображениями. Первичное проектирование ЛД. Высота лопаток диффузоров промышленных центробеж-

ных компрессоров постоянная, т.е. bb43 , но больше высоты лопаток РК. Потери внезапного рас- ширения компенсируются увеличением гидравлического диаметра каналов. Замедление потока в ЛД при одинаковых радиальных размерах более сильное, чем в БЛД, особенно, если БЛД имеет сужение на входе. В проектах, выполненных методом универсального моделирования, ис- пользуются ЛД по схеме, показанной на рис. 5. Особенности ЛД: диффузор одноярус-

ный с постоянной высотой лопаток b4 = b3 ≥ b2, средняя линия лопаток – дуга окружности, лопатки с симметричным двухдуговым про- филем (по эффективности такие профили не уступают традиционным крыловым профи-

лям [27]), отношение D3/D2 = 1,10. При первичном проектировании ЛД долж- ны быть выбраны такие параметры: соотно-

шение высот лопаток ЛД и РК b3/b2 ≥ 1; от-

ношение диаметров D4/D2, если оно не задано из конструктивных соображений; число лопа-

ток ЛД (zлд), входной угол лопаток αл3, выход-

ной угол лопаток αл4. Оптимальные соотноше- ния получены путем CFD-расчетов ряда ЛД с варьированием параметров проектирования. Методика проектирования была объектом осо- бенного внимания. Физическая картина тече- ния согласно CFD-расчету и согласно физичес- кой визуализации представлена на рис. 6. Зона отрыва на выпуклой поверхности лопаток диф-

Į = 10° Į = 20° Į = 10° Į = 20° Į = 10° фузора при Φ ≈ Φрасч, визуализированная напы- 2 2 2 2 2 лением красителя (см. рис. 6б), очень характер- Рис. 4. Линии тока в меридиональной на для этого элемента проточной части. плоскости БЛД относительной шириной Изложенная ниже методика расчета ЛД

b2/D2 = {0,1; 0,057; 0,014} при малых углах базируется на результатах исследований оте- потока [25, 26] чественных ученых, опыте проектной работы

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 99

лаборатории газовой динамики турбомашин Минимально допустимый угол входа ло- и CFD-расчетах. паток: Относительный диаметр начала ЛД: Į 12q . (19) ɥ3ɦɢɧ

D3 1,10. (16) Оптимальный угол атаки по результатам

Максимальное отношение b3/b2 при усло- CFD-анализа: вии полного растекания потока в безлопаточ- ном пространстве, рассчитанное по формуле i 1. q (20) 3ɨɩɬ Г.Н. Дена [17]: Минимально возможный угол потока §·b 0,01625 ¨¸3 1+ . (17) на входе в ЛД: ©¹b2 ɦɚɤɫ b2 ªºtgĮ Оптимальная радиальная протяженность Į =arctg2 ; (21) 3ɦɢɧ «»§·b ЛД по результатам CFD-анализа (или согласно «»¨¸3 «»b техническому заданию): ¬¼©¹2 ɦɚɤɫ

D4 1,50. (18)

Įɥ

į ɦɚɤɫ

  Įɥ D D

Рис. 5. Размеры ЛД с двухдуговым профилем лопаток:

αл – угол лопатки ЛД или ОНА; δмакс – максимальная толщина лопатки

а

б

Рис. 6. Структура потока в ЛД: а – по CFD-расчету; б – экспериментальная визуализация [13]

№ 2 (44) / 2020 100 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

если ĮĮti , где i – угол атаки вариантов ступени. В среднем лопаточная ре- • 3ɦɢɧɥ33 ɦɢɧ ɨɩɬ 3 на входе в ЛД, то шетка «24 лопатки с двухдуговым профи- лем» повышает КПД ступени на 1,2 %. На ста- bb§· 33 ¨¸ ; (22) дии первичного проектирования форму ОНА bb 22©¹ɦɚɤɫ определяют следующие параметры лопаточ-

ной решетки: высота лопаток на входе b5, вы- и Į = Į + i ; (23) сота лопаток на выходе b , входной угол ло- ɥ33ɦɢɧ 3 ɨɩɬ 6

паток αл5, выходной угол лопаток αл6, выход- если D D , то ной диаметр лопаток D , число лопаток z . • 3ɦɢɧɥ3 ɦɢɧ 6 ОНА По опыту проектирования серии модельных b tgĮ tg(Į  i ) 33==ɥ33ɦɢɧ ɨɩɬ , (24) ступеней [12, 21] и CFD-расчетам [27], неэф- b tgĮ tgĮ 22 2 фективны лопаточные решетки ОНА с углом входа лопаток менее 25°. Для диапазона ступе- и Į = Į . (25) ней Φ = 0,015…0,15 рекомендуются эмпири- ɥ3 ɥ3ɦɢɧ расч ческие формулы: Угол выхода лопаток диффузора: 0,35 α°л5 = 25°) 21,6°(ɪɚɫɱ 0,015) ; (28) Į = Į +0,62(ĮĮ ), (26) ɥ4 ɥ3 ɥ4ɦɚɤɫ ɥ3 § D · b где Į = arccos3 cosĮ – угол выхода 5 1, 45) 0,5( 0,015)0,4 ; (29) ɥ4ɦɚɤɫ ¨ ɥ3 ¸ ɪɚɫɱ © D4 ¹ b4 прямых лопаток. 0,35 Число лопаток ЛД: zɈɇȺ 20) 12( ɪɚɫɱ 0,015) . (30) Į + Į sin ɥ3 ɥ4 При таком подходе к первичному проек- §·l z =2,732 , (27) тированию открытым остается вопрос об угле ɥɞ ¨¸ t D4 ©¹ɫɪ ɨɩɬ lg атаки на расчетном режиме i D D. D 5 ɪɚɫɱ ɥ55 3 Расчеты показали, что угол атаки на расчетном §·l где ¨¸ = 2,0; t – средний шаг решетки. режиме для высокорасходных ступеней ра- ¨¸t ср ©¹ɫɪ ɨɩɬ вен +4°…+5°. Для малорасходных ступеней

Число zлд принимается целым, не равным он увеличивается до +10°. Это не мешает эф- и не кратным числу лопаток РК. фективной работе ступеней на режимах с рас- Первичное проектирование ОНА. При ходом меньше расчетного. формировании метода проектирования ис- Высота лопаток на выходе определяется пользованы результаты, обобщенные в моно- из условия обязательного ускорения потока графии Ю.Б. Галеркина [5], и ряд дополни- в выходном кольцевом конфузоре (ВКК) не ме- тельных расчетов. нее 15 % и необходимости плавного поворота Характерные черты лопаточных аппаратов потока в ВКК [5]: ОНА согласно методу универсального модели- 2220,5 рования: bDDDD600 0, 417[(cccc 1,38(ɜɬ ))0 ]. (31) • форма средней линии лопаток – дуга окружности; Диаметр окончания лопаток ОНА • форма профиля лопаток – двухдуговой Rs 6 профиль с максимальной толщиной в середине DD60 cc22 Rs 60 D bD 60 c 1,2, b 6 (32) b6 профиля, равной δмакс/D2 = 0,040;

• выходной угол лопаток αл6 = 95°; где Rs – радиус закругления покрывающего • число лопаток – четное; диска РК. • число спрямляющих лопаток – вдвое Возможности метода первичного проек- меньше числа основных лопаток. тирования. Пример быстрого анализа эф- Авторами сопоставлены характеристики фективности ступеней с разными парамет- КПД и внутреннего напора одной из ступе- рами проектирования демонстрируют при- ней семейства 20СЕ [6], полученные в ре- водимые ниже данные расчета ступеней для

зультате многократных испытаний разных Φрасч = {0,015; 0,025; 0,045; 0,0625; 0,080}.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 101

Рис. 7. Программа ОПТИМ2, первичное проектирование. Серия ступеней с разными

значениями Φрасч: 1 – 0,015; 2 – 0,025; 3 – 0,045; 4 – 0,0625; 5 – 0,080 (см. нижнюю строку легенды)

Остальные параметры проектирования для всех ступенеий одинаковы: < 0,050, D 0,350, Tɪɚɫɱ ɜɬ Mu = 0,70, условное число Рейнольдса (по u2) Reu = 6000000, k = 1,40. На рис. 7 представлены

характеристики КПД, коэффициента внутреннего напора (Ψi), коэффициента политропного напо- ра и отношения давлений серии ступеней (в легенде π* обозначено через Π). После оптимизации формы и соотношения размеров проточной части при окончательном проектировании КПД может быть увеличен. Но для сравнительной оценки приводимые данные

представляются достаточными. Влияние Φрасч на характеристики ступеней носит закономерный

характер. КПД достигает максимума при таком Φрасч, когда снижение потерь трения с ростом гид- равлического диаметра каналов перестает компенсировать рост потерянного напора в результате увеличения роста скоростей потока в РК и в неподвижных элементах.

Особенности 9-й версии метода универсального моделирования В сквозной системе после первичного проектирования оптимизация основных размеров про- точной части и расчет газодинамических характеристик компрессора осуществляются 9-й вер- сией модели. Для расчета характеристик компрессора используются математические модели КПД и коэффициента внутреннего напора. В 9-й версии обе модели отличаются от предыдущих. Общий вид формулы (приводится схематично) для расчета статического КПД РК демонстрирует схожие черты моделей метода универсального моделирования и особенности 9-й модели КПД:

ª 8 8 º 222222cc cc cc cc cc 1(Ou013/211118181«¦¦ ] fr bl i ] mix i )wwwww ] mix b b ] hss i i ] hss i i  ()2() ] in i i  < T E lk E fr » K ¬ i 1 i 1 ¼ . (33) 12 2k OM<2 ()c k 1 ui01

Сама структура формулы вытекает из известной связи КПД с показателями политропы и изо- энтропы. Как и во всех моделях метода, отдельно рассчитываются потери трения, смешения, ударные потери, потери на лопатках (на обеих поверхностях отдельно) и на ограничивающих по- верхностях. Коэффициенты потерь – это алгебраические уравнения с экспериментальными ко- эффициентами. В качестве аргументов выступают градиенты скоростей в направлении движения и по нормали к поверхностям проточной части. Особенность 9-й модели для РК в том, что про- фильные потери рассчитываются на восьми осесимметричных поверхностях тока. Это прибли- жает геометрическую модель колеса при расчете КПД к реальной проточной части.

№ 2 (44) / 2020 102 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

На рис. 3 (см. ранее) слева показана линейная характеристика ΨT = f(φ2), на которой основа- на модель напора в 9-й версии [23]. Два параметра определяют протекание напорной характе- ристики:

<<TT= 02ij cosȕ T, (34)

0,4 0,8 2 00§·l 0,5§·b2 ETbl 10,9655 E22 17,4802¨¸  18,22b  5,702¨¸ , (35) ©¹tb©¹1

0,9 2 0,7 §·l §·b2 §·Ebl 2 1,5

] aDb , (37)

где λc2 – скоростной коэффициент.

2 2 §·bb22 §·bb ac ¨¸ d e; b fgh¨¸22; ©¹DD22 ©¹DD22 2 2 c 2312,7OOɫɫ22 2234,9 830,63; f 124,32 Oɫɫ22 186,87 O 17,242; 2 2 d 207,36 Oɫɫ22 266,98 O 88,333; g 19,241O˜Oɫɫ22 29,915 3,3289; 2 2 e 6,4922OOɫɫ22 6,9342 3,5363; h 0,6906 Oɫɫ22  0,6577 O  0,527.

Угол выхода потока из БЛД:

2 D42 D abc D 2  D 2  , (38)

где

§·b2 ad Oc2 e; g 0,0563ln¨¸ 0,3345; ©¹D2 §·b2 d 0,0013ln¨¸ 0,01; ch Oc2  i; ©¹D2 §·b e 0,0021; h 2,208ln¨¸2  9,7999; ©¹D2 bf Oc2 g; §·b §·b i 5,137ln¨¸2  13,136. f 0,13ln2  0,9844; ¨¸ ©¹D2 ©¹D2

U В прежних версиях математической модели расчет коэффициентов сжатия H * выполнял- U0 ся итерационно, что при достаточно сложной общей структуре модели значительно увеличива- ет продолжительность процесса. В исключительных случаях возникают проблемы сходимости. В 9-й версии расчеты параметров потока в контрольных сечениях делаются на основании газоди- намической функции плотности тока q(λ) [29].

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 103

Оптимизация проточной части и расчет Недостаток предварительного проекта – характеристик проходное сечение на входе в решетку немного После вариантного расчета и первичного меньше нужного, поэтому на периферии лопат- проектирования: ки имеет место пик скоростей, соответствую- • по программе 3ДМ.023 анализируются щий отрицательному углу атаки. диаграммы скоростей лопаточных аппаратов РК В окончательном проекте для устранения и, при необходимости, вносятся коррективы; отрицательного угла атаки оказалось достаточ- • рассчитываются газодинамические ха- ным незначительно увеличить диаметр входа

рактеристики первичного проекта, анализи- D0. По данным А.А. Дроздова [10], целесооб- руются параметры потока в контрольных сече- разно выровнять циркуляцию скорости на раз- ниях и вносятся коррективы в основные разме- ных осесимметричных поверхностях тока. Это ры проточной части; сделано за счет переменной величины выход-

• рассчитывается семейство характеристик ного угла βл2 с увеличением от основного дис- спроектированного компрессора или ступени. ка к покрывающему. Для уменьшения нерав- Описанный процесс одинаков и для от- номерности меридионального потока лопатки дельной ступени, и для многоступенчатого немного наклонены в сторону, противополож- компрессора, где все ступени оптимизируются ную направлению вращения. последовательно. Поэтому для примера ниже Расчеты характеристик по програм- приведен процесс проектирования одной сту- ме «ОПТИМ 2» показали, что корректировка пени промежуточного типа с ОРК и ЛД. Ее па- основных размеров неподвижных элементов раметры и размеры после предварительного не требуется. Изменение размеров ОРК уве- проектирования показаны на рис. 8. личило КПД в расчетной точке всего на 0,2 %. Нажатие кнопки «Записать размеры для Более важно то, что корректировка размеров 3ДМ» формирует файлы, нужные для расчета РК обеспечивает безударное обтекание лопа- диаграмм скоростей невязкого квазитрехмер- ток ОРК на периферийной осесимметричной ного потока на лопатках РК. Достоинства пред- поверхности тока. Таково требование к рас- варительного проекта лопаточного аппарата: четному режиму в методе универсального мо- • коэффициент теоретического напора делирования. соответствует заданному значению; Заказчики проекта нуждаются в информа- • общий характер обтекания удовлетворяет ции о параметрах работы компрессора на ре- требованиям, сформулированным Ю.Б. Га лер- жимах, отличных от расчетного. Для ком- киным [5]. прессоров с газотурбинным приводом обычно

б

а

Рис. 8. Программа «ОПТИМ 2». Модельная ступень промежуточного типа с ОРК и ЛД: а – параметры проектирования; б – размеры после первичного проектирования

№ 2 (44) / 2020 104 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

требуется рассчитать семейство характеристик Виртуальный двойник проточной части

в диапазоне оборотов ротора (0,7…1,05)nрасч. компрессора Программы метода универсального модели- Современные вычислительные технологии ши- рования предоставляют возможность расчета роко внедряются в процессы производства и из- семейства характеристик при изменении лю- готовления высокотехнологичной продукции. * бого из начальных параметров: давления pн, Происходит постепенный отказ от изготовле- * температуры T н, k, радиуса кривизны покрыв- ния чертежей в сторону разработки 3D моде- ного диска R, n. При расчете безразмерных ха- лей объектов, их виртуальных испытаний и по- рактеристик ступени количество переменных следующей передачи на изготовление. Все это уменьшается до двух. приводит к необходимости соответствующего На максимальный КПД ступени и КПД усовершенствования пакета программ метода левее расчетной точки показатель изоэнтро- универсального моделирования. Возникла пот- пы не влияет. При большем k больше отно- ребность автоматизированной передачи рас- шение давлений. При этом КПД правее рас- считанных размеров и формы проточной части четной точки становится меньше из-за более в программы построения 3D-моделей. сильного рассогласования безударных режи- Они могут быть использованы при про- мов ОРК и ЛД. ведении CFD-расчетов течения газа в проточ- ной части или прочностных расчетов. Размеры и форма отдельных элементов проточной части может передаваться на станки с числовым программным управлением для последующего

Рис. 9. Программа «Цифровой двойник центробежной компрессорной ступени»: меридиональный вид проточной части центробежной компрессорной ступени промежуточного типа и ее размеры (см. далее)

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 105

*** Многолетнее развитие метода универсаль- ного моделирования привело к появлению связанной системы оптимального газодина- мического проектирования промышленных центробежных компрессоров. В 9-й версии ме- тода сквозное проектирование осуществле- но благодаря комплексу работ по всем аспек- там процесса. Развиты программы первичного проектирования центробежных компрессоров, улучшены математические модели расчета по- терь напора в проточной части центробежных компрессорных ступеней, результаты расчетов методом универсального моделирования связа- ны с квазитрехмерными расчетами лопаточных решеток РК, созданы программы построения чертежей и твердотельных моделей спроекти- рованных компрессоров, а также программа «Цифровой двойник центробежной компрес- сорной ступени».

Рис. 10. Пример твердотельной модели Работа выполнена при поддержке гранта спроектированного РК Президента Российской Федерации для моло- дых кандидатов наук МК-1893.2020.8.

изготовления. Такое цифровое описание Список литературы спроектированного объекта называется вир- 1. Лунев А.Т. Структура метода проектирования туальным двойником проточной части. и испытания проточной части нагнетателей для перекачивания природного газа / А.Т. Лунев // После окончания проектирования в меню Компрессорная техника и пневматика. – 2001. – (рис. 8) следует нажать кнопку «Подробный № 10. – С. 4–7. расчет размеров ступени». Для всех разме- 2. Лунев А.Т. Разработка высокоэффективных ров, определяющих форму проточной части, сменных проточных частей центробежных имеются соответствующие формулы, по кото- компрессоров газоперекачивающих агрегатов: рым в программе «ОПТИМ 2» выполняется дис. … к.т.н. / А.Т. Лунев. – Казань, 2005. – расчет и представляется графическое изобра- 123 c. жение проточной части. 3. Japikse D. Design system development for Рассчитанные размеры передаются в прог- turbomachinery (turbopump) designs and a decade рамму «Цифровой двойник центробежной ком- beyond / D. Japikse // JANNAF Conference, прессорной ступени», которая производит гра- Cleveland, Ohio, July 15–17, 1998. – С. 263–275. фическую визуализацию спроектированного 4. Japikse D. Effective two-zone modeling компрессора или отдельных его ступеней. of diffusers and return channel systems for У пользователя остается возможность вносить radial and mixed-fl ow pumps and compressors / D. Japikse, J. Bitter // 11th International корректировки в размеры элементов проточной symposium on transport phenomena and dynamics части с целью соблюдения возможных ограни- of rotating machinery. – Honolulu, 2006. – Т. 2. – чений габаритов изделия. На рис. 9 (см. с. 105) С. 511–520. показан пример графического изображения 5. Галеркин Ю.Б. Турбокомпрессоры. Рабочий центробежной компрессорной ступени и таб- процесс, расчет и проектирование проточной лицы с ее размерами. части / Ю.Б. Галеркин. – М.: Информационно- Далее в программе «3D-компрессор» издательский центр «КХТ», 2010. – 596 с. создается 3D-модель проточной части, кото- 6. Труды научной школы компрессоростроения рую возможно использовать при проведении СПбГПУ / под ред. Ю.Б. Галеркина. – CFD-расчетов (рис. 10). СПб.: СПбГПУ, 2010.

№ 2 (44) / 2020 106 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

7. Васильев Ю.С. Высокоэффективные 17. Ден Г.Д. Механика потока в центробежных центробежные компрессоры нового поколения. компрессорах / Г.Д. Де н. – Научные основы расчета, разработка методов М.: Машиностроение, 1973. – 272 с. оптимального проектирования и освоение 18. Шнепп В.Б. Конструкция и расчет производства / Ю.С. Васильев, П.И. Родионов, центробежных компрессорных машин / М.И. Соколовский // Наука и промышленность В.Б. Шнепп. – М.: Машиностроение, 1995. – России. – 2000. – № 10–11. – С. 78–85. 240 с. 8. Галеркин Ю.Б. Развитие научной школы 19. Лившиц С.П. Аэрод инамика центробежных турбокомпрессоростроения ЛПИ – СПбПУ компрессорных машин / С.П. Лившиц. – Петра Великого, результаты сотрудничества М.-Л.: Машиностроение, 1966. – 340 с.: ил. с компрессоростроителями / Ю.Б. Галеркин, А.Ф. Рекстин, К.В. Солдатова и др. // 20. Рекстин А.Ф. Особенности первичного 17-я Международная научно-техническая проектирования малорасходных центробежных конференция, Казань, май 2017 г. – С. 19–29. компрессорных ступеней / А .Ф. Рекстин, Ю.Б. Галеркин // Вестник Пермского 9. Солдатова К.В. Создание новой национального исследовательского математической модели проточной части политехнического университета. – 2018. – центробежных компрессоров и базы Т. 20. – № 2. – С. 43–54. – DOI: 10.15593/2224- данных модельных ступене й: дис. … д.т.н. / 9877/2018.2.06. К.В. Солдатова. – СПб., 2017. – 357 с. 21. Рекстин А.Ф. Вери фикация упрощенной 10. Дроздов А.А. Метод проектирования математической модели центробежных центробежных компрессоров компрессорных ступеней / А.Ф. Рекстин, с осерадиальными рабочими колесами: дис. … К.В. Солдатова, Ю.Б. Галеркин // Известия к.т.н. / А.А. Дроздов. – СПб.: СПбПУ, 2016. – высших учебных заведений. Машиностроение. – 236 с. 2018. – № 9(702). – С.44–56. – 11. Рекстин А.Ф. Особенности моделирования DOI: 10.18698/0536-1044-2018-9-44-56. газодинамических характеристик 22. Sorokes J.M. Sidestream optimization through центробежных компрессоров the use of computational fl uid dynamics and model турбодетандерных агрегатов / А.Ф. Рекстин, testing / J.M. Sorokes, D.A. Nye, N. D’Orsi, В.Б. Семеновский, К.В. Солдатова и др. // et al. // Proc. of the 29th Turbomachinery Компрессорная техника и пневматика. – 2018. – Symposium. – 2000. – DOI:10.21423/R1QS8R. – № 1. – С. 13–20. https://pdfs.semanticschol ar.org/41bb/ 12. Рекстин А.Ф. Вариантные расчеты e5276f815bd3c1335a78ec3dc8ba1d0152b3.pdf промышленных центробежных компрессоров ?_ga= 2.213176855.2072373788.1593339497- на основе упрощенной математической 1550708036.1593339497 модели / А.Ф. Рекстин, Б.В. Бакаев // Научно- 23. Галеркин Ю.Б. Альтернативный способ расчета технические ведомости СПбПУ. Естественные характеристики коэффициента теоретического и инженерные науки. – 2018. – Т. 24. – № 4. – напора центробежного компрессорного колеса / С. 24–38. – DOI: 10.18721/JEST.24403. Ю.Б. Галеркин, А.Ф. Рекстин, К.В. Солдатова 13. Селезнев К.П. Центробежные компрессоры / и др. // Компрессорная техника и пневматика. – К.П. Селезнев, Ю.Б. Галеркин. – 2016. – № 6. – С. 11–19. Л.: Машиностроение, 1982. – 271 с. 24. Галеркин Ю.Б. Вопросы проектирования 14. Попова Е.Ю. Оптимизация основных проточной части центробежных компрессоров параметров ступеней турбомашин на основе природного газа / Ю.Б. Галеркин // математического моделирования: дис. … к.т.н. / Компрессорная техника и пневматика Е.Ю. Попова. – СПб.: СПбГПУ, 1991. в XXI веке: труды Международной научно-технической конференции 15. Рекстин А.Ф. Анализ эффективности по компрессоростроению, 15–17 сентября центробежных компрессорных ступеней 2004 г. – Сумы, Украина: СумГУ, 2004. – Т. 2. – с помощью приближенных алгебраических С. 166–188. уравнений / А.Ф. Рекстин, Е.Ю. Попова, А.А. Уцеховский // Компрессорная техника 25. Галеркин Ю.Б. Совершенствование методов и пневматика. – 2018. – № 1. – С. 33–40. расчета безлопаточных диффузоров центробежных компрессорных ступеней 16. Рис В.Ф. Центробежные компрессорные на основе вычислительных экспери ментов. машины / В.Ф. Рис.– Л.: Машиностроение, Ч. 1 / Ю.Б. Галеркин, О.А. Соловьёва // 1964. – 336 с. Компрессорная техника и пневматика. – 2014. – № 3. – С. 35–41.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 107

26. Галеркин Ю.Б. Совершенствование методов 28. Соловьёва О.А. Математическая модель для расчета безлопаточных диффузоров расчета газодинамических характеристик центробежных компрессорных ступеней и оптимизации безлопаточных диффузоров на основе вычислительных экспериментов. центробежных компрессорных ступеней: Ч. 2 / Ю.Б. Галеркин, О.А. Соловьёва // дис. … к.т.н. / О.А. Соловьёва. – СПб.: СПбПУ, Компрессорная техника и пневматика. – 2014. – 2018. – 162 с. № 4. – С. 15–21. 29. Абрамович Г.Н. Прикладная газовая динамика / 27. Маренина Л.Н. CFD-моделирование и анализ Г.Н. Абрамович. – 4-е изд., испр. и дополнен. – характеристик неподвижных элементов М.: Наука, главная редакция физ.-мат. лит., проточной части центробежной компрессорной 1976. – 888 с. ступени / Л.Н. Маренина // Компрессорная техника и пневматика. – 2016. – № 3. – С. 27–35.

Design of centrifugal compressors by means of a universal modelling method

Yu.B. Galerkin1, A.F. Rekstin1*, A.A. Drozdov1, K.V. Soldatova1, O.A. Solovyeva1, Ye.Yu. Popova1

1 Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University, Bld. 29, Polytekhnicheskaya street, St. Petersburg, 195251, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. Authors suggest an end-to-end design system of the closed computer software. Its application results in a family of gas-dynamic compressor characteristics and a solid model of its fl ow channel. Two major stages of design procedure are considerably perfected, namely the initial one, and the fi nal one including the election of an optimal solution.

Keywords: centrifugal compressor, design of gas dynamic characteristics, performance factor, computer simulation.

References 1. LUNEV, A.T. Structure of a method for designing and testing fl ow channels of pressurizers aimed at pumping natural gas [Struktura metoda proyektirovaniya i isp ytaniya protochnoy chasti nagnetateley dlya perekachivaniya prirodnogo gaza]. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2001, no. 10, pp. 4–7. ISSN 2413-3035. (Russ). 2. LUNEV, A.T. Creation of high-effi cient removable fl ow channels for centrifugal compressors of gas transmittal units [Razrabotka vysokoeffektivnykh smennykh protochnykh chastey tsentrobezhnykh kompressorov gazoperekachivayus hchikh agregatov]. Candidate thesis (engineering). Kazan, Russia, 2005. (Russ.). 3. JAPIKSE, D. Design system development for turbomachinery (turbopump) designs and a decade beyond. In: JANNAF Conference, Cleveland, Ohio, July 15–17, 1998, pp. 263–275. 4. JAPIKSE, D., J. BITTER. Effective two-zone modeling of diffusers and return channel systems for radial and mixed-fl ow pumps and compressors. In: 11th International symposium on transport phenomena and dynamics of rotating machinery, Honolulu, 2006, vol. 2, pp. 511–520. 5. GALERKIN, Yu.B. Turbine compressors. Operation, calculation and design of a fl ow channel [Turbokompressory. Rabochiy protsess, raschet i proyektirovaniye protochnoy chasti]. Moscow: Informatsionno-izdatelskiy tsentr “KKhT”, 2010. (Russ.). 6. GALERKIN, Yu.B. (ed.). Proceedings of the St. Petersburg State Polytechnic University scientifi c thought on compressor engineering [Trudy nauchnoy shkoly kompressorostroyeniya SPbGPU]. St. Petersburg: St. Petersburg State Polytechnic University, 2010. (Russ.). 7. VASILYEV, Yu.S., P.I. RODIONOV, M.I. SOKOLOVSKIY. High-performance new-generation centrifugal compressors. Scientifi c principals of computing, development of methods for optimal designing and mastering of commercial production [Vysokoeffektivnyye tsentrobezhnyye kompressory novogo pokoleniya. Nauchnyye osnovy rascheta, razrabotka metodov optimalnogo proyektirovaniya i osvoyeniye proizvodstva]. Nauka i Promyshlennost Rossii, 2000, no. 10–11, pp. 78–85. (Russ.). 8. GALERKIN, Yu.B., A.F. REKSTIN, K.V. SOLDATOVA, et al. Evolution of the turbine compressor engineering school at the Leningrad Polytechnic Institute – Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University, results of collaboration with compressor engineers [Razvitiye nauchnoy shkoly turbokompressorostroyeniya LPI – SPbPU Petra Velikogo, rezultaty sotrudnichestva s kompressorostroitelyami]. In: Proc. of the 17th International scientifi c-technical conference, Kazan, May 2017, pp. 19–29. (Russ.). 9. SOLDATOVA, K.V. Creation of a new mathematical model for fl ow channels of centrifugal compressors and a data base of pattern cascades [Sozdaniye novoy matematicheskoy modeli protochnoy chasti tsentrobezhnykh kompressorov i bazy dannykh modelnykh stupeney]. Dr. thesis (engineering). Kazan National Research Technological University. St. Petersburg, 2017. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 108 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

10. DROZDOV, A.A. A method for designing centrifugal compressors with axial-radial blade wheels [Metod proyektirovaniya tsentrobezhnykh kompressorov s oseradialnymi rabochimi kolesami]. Candidate thesis (engineering). Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University. St. Petersburg, 2016. (Russ.). 11. REKSTIN, A.F., V.B. SEMENOVSKIY, K.V. SOLDATOVA, et al. Specifi cs of simulating gas-dynamic characteristics of centrifugal compressors for turbo-expanding assemblies [Osobennosti modelirovaniya gazodinamicheskikh kharakteristik tsentrobezhnykh kompressorov turbodetandernykh agregatov]. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2018, no. 1, pp. 13–20. ISSN 2413-3035. (Russ.). 12. REKSTIN, A.F., B.V. BAKAYEV. Alternate designing of industrial centrifugal compressors using a simplifi ed mathematical model [Variantnyye raschety promyshlennykh tsentrobezhnykh kompressorov na osnove uproshchennoy matematicheskoy modeli]. Nauchno-tekhnicheskiye vedomosti SPbPU. Yestestvennyye i Inzhenernyye Nauki, 2018, vol. 24, no. 4, pp. 24–38. ISSN 2542-1239. (Russ.). DOI: 10.18721/JEST.24403. 13. SELEZNEV, K.P., Yu.B. GALERKIN. Centrifugal compressors [Tsentrobezhnyye kompressory].Leningrad: Mashinostroyeniye, 1982. (Russ.). 14. POPOVA, Ye.Yu. Optimization of the major parameters of turbine cascades using mathematical simulation [Optimizatsiya osnovnykh parametrov stupeney turbomashin na osnove matematicheskogo modelirovaniya]. Candidate thesis (engineering). State Technical University. St. Petersburg: St. Petersburg State Polytechnic University, 1991. (Russ.). 15. REKSTIN, A.F., Ye.Yu. POPOVA, A.A. UTSEKHOVSKIY. Analysis of effi ciency of centrifugal compressor stages using approximate algebraic equations [Analiz effektivnosti tsentrobezhnykh kompressornykh stupeney s pomoshchyu priblizhennykh algebraicheskikh uravneniy]. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2018, no. 1, pp. 33–40. ISSN 2413-3035. (Russ.). 16. RIS, V.F. Centrifugal compressor machines [Tsentrovezhnyye kompressornyye mashiny]. Leningrad: Mashinostroyeniye, 1964. (Russ.). 17. DEN, G.D. Flow mechanics in centrifugal compressors [Mekhanika potoka v tsentrobezhnykh kompressorakh]. Moscow: Mashinostroyeniye, 1973. (Russ.). 18. SHNEPP, V.B. Construction and design of centrifugal compressor machines [Konstruktsiya i raschet tsentrobezhnykh kompressornykh mashin]. Moscow: Mashinostroyeniye, 1995. (Russ.). 19. LIVSHITS, S.P. Aerodynamics of centrifugal compressor machines [Aerodinamika tsentrobezhnykh kompressornykh mashin]. Moscow-Leningrad: Mashinostroyeniye, 1966. (Russ.). 20. REKSTIN, A.F., Yu.B. GALERKIN. Specifi cs of prime designing low-power centrifugal compressor stages [Osobennosti pervichnogo proyektirovaniya maloraskhodnykh tsentrobezhnykh kompressornykh stupeney]. Vestnik Permskogo Natsionalnogo Issledovatelskogo Politekhnicheskogo Universiteta, 2018, vol. 20, no. 2, pp. 43–54. ISSN 2224-9354. (Russ.). DOI: 10.15593/2224-9877/2018.2.06. 21. REKSTIN, A.F., K.V. SOLDATOVA, Yu.B. GALERKIN. Verifi cation of a simplifi ed mathematical model of centrifugal compressor stages [Verifi katsiya uproshchennoy matematicheskoy modeli tsentrobezhnykh kompressornykh stupeney]. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedeniy. Mashinostroyeniye, 2018, no. 9(702), pp. 44–56. ISSN 0536-1044. (Russ.). DOI: 10.18698/0536-1044-2018-9-44-56. 22. SOROKES, J.M., D.A. NYE, N. D’ORSI, et al. Sidestream optimization through the use of computational fl uid dynamics and model testing [online]. In: Proc. of the 29th Turbomachinery Symposium, 2000. DOI:10.21423/R1QS8R. Available from: https://pdfs.semanticscholar.org/41bb/e5276f815bd3c1335a78ec3 dc8ba1d0152b3.pdf?_ga=2.213176855.2072373788.1593339497-1550708036.1593339497 23. GALERKIN, Yu.B., A.F. REKSTIN, K.V. SOLDATOVA, et al. Alternative way to calculate a factor of theoretical head for a centrifugal compressor wheel [Alternativnyy sposob rascheta kharakteristiki koeffi tsiyenta teoreticheskogo napora tsentrobezhnogo kompressornogo kolesa]. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2016, no. 6, pp. 11–19. ISSN 2413-3035. (Russ.). 24. GALERKIN, Yu.B. Design challenges of fl ow channels for centrifugal natural gas compressors [Voprosy proyektirovaniya protochnoy chasti tsentrobezhnykh kompresorov prirodnogo gaza]. In: Compressing machinery and pneumatics in 21st century [Kompressornaya tekhnika i pnevmatika v XXI veke]: proc. of the International scientifi c-technical conference on compressor engineering, September 15–17 2004. Sumy, Ukrain: Sumy State University, 2004, vol. 2, pp. 166–188. (Russ.). 25. GALERKIN, Yu.B., O.A. SOLOVYEVA. Perfection of methods for designing vaneless diffusors of centrifugal compressor stages using computing experiments [Sovershenstvovaniye metodov rascheta bezlopatochnykh diffuzorov tsentrobezhnykh kompressornykh stupeney na osnove vychislitelnykh eksperimentov]. Pt. 1. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2014, no. 3, pp. 35–41. ISSN 2413-3035. (Russ.). 26. GALERKIN, Yu.B., O.A. SOLOVYEVA. Perfection of methods for designing vaneless diffusors of centrifugal compressor stages using computing experiments [Sovershenstvovaniye metodov rascheta bezlopatochnykh diffuzorov tsentrobezhnykh kompressornykh stupeney na osnove vychislitelnykh eksperimentov]. Pt. 2. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2014, no. 4, pp. 15–21. ISSN 2413-3035. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 109

27. MARENINA, L.N. CDF-simulation and analysis of characteristics of fi xed elements in a fl ow channel of a centrifugal compressor stage [CFD-modelirovaniye i analiz kharakteristik nepodvizhnykh elementov protochnoy chasti tsentrobezhnoy kompressornoy stupeni]. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2016, no. 3, pp. 27–35. ISSN 2413-3035. (Russ.). 28. SOLOVYEVA, O.A. Mathematical model for calculation of gas-dynamic characteristics and optimization of vaneless diffusors for centrifugal compressor stages [Matematicheskaya model dlya rascheta gazodinamicheskikh kharakteristik i optimizatsii bezlopatochnykh diffuzorov tsentrobezhnykh kompressornykh stupeney]. Candidate thesis (engineering). St. Petersburg: Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University, 2018. (Russ.). 29. ABRAMOVICH, G.N. Applied gas dynamics [Prikladnaya gazovaya dinamika]. 4th ed., revised. Moscow: Nauka, Chief editorial offi ce of physical-mathematical literature, 1976. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 110 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

УДК 622.641.4:001.891.57 Моделирование работы струйного технологического оборудования компрессорной станции на примере многозвенного аппарата – смесителя диффузор-конфузорного типа

А.А. Курбангалеев1*, С.Р. Еникеева1, С.А. Лившиц2

1 Казанский национальный исследовательский технологический университет, Российская Федерация, 420015, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Карла Маркса, д. 68 2 Казанский государственный энергетический университет, Российская Федерация, 420066, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Красносельская, д. 51 * E-mail: [email protected]

Ключевые слова: Тезисы. В работе приведены результаты моделирования в трехмерной постановке гидродинами- турбулентный ческого процесса смешения двух потоков ньютоновских жидкостей в трубчатом канале диффузор- поток, конфузорного типа в струйном технологическом оборудовании компрессорных станций для пере- смесительный качки природного газа. Смесительный процесс происходит в режиме турбулентности без химическо- аппарат, го взаимодействия. Моделирование задачи проведено в программном комплексе Fluent. Для оцен- струйное ки качества использован коэффициент перемешанности. Оценен результат работы трехмерной мо- технологическое дели, и в соответствии с ним проанализирована зависимость течения потока смеси от способа по- оборудование, дачи смешивающихся потоков в канал, а именно числа и расположения струйных форсунок по пло- моделирование щади поперечного сечения канала. гидродинамики в трехмерной постановке, К началу XXI в. инженеры и многие специалисты в области проектирования диффузор- трубчатых аппаратов для смешения жидкостей или газа, применяемых в химичес- конфузорный кой, нефтехимической, нефтегазовой, пищевой и других отраслях промышленнос- канал, ти, накопили значительный опыт использования разных схем и типов трубчатых ка- ньютоновские жидкости. налов для конструкций, называемых малогабаритными аппаратами-смесителями (рис. 1) [1, 2]. Можно выделить следующие схемы каналов: канал с кольцевым высту- пом (см. рис. 1а), канал типа диффузор-конфузор (см. рис. 1б), спирально профилиро- ванный канал (см. рис. 1в), канал с волновой осью (см. рис. 1г) и др. Но из всего мно- гообразия типов трубчатых каналов на практике наибольшую эффективность с точ- ки зрения смешения турбулентных потоков жидкостей показали каналы диффузор- конфузорного типа [3, 4]. Гидродинамика процесса в многозвенном канале диффузор-конфузорного типа при смешении ньютоновских жидкостей была хорошо изучена такими учеными,

S а в h

ȕ г б D

Рис. 1. Типы трубчатых каналов: а – с кольцевым выступом; б – диффузор-конфузор; в – спирально профилированный; г – с волновой осью

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 111

как А.Г. Мухаметзянова, Г.С. Тахавутдинов, Для поставленной задачи строилась мате- Ю.М. Данилов, С.Ф. Гаранин, А.Г. Петров матическая модель на основе системы уравне- и др. [5–8], и все подобные задачи были ре- ний Рейнольдса для турбулентного массопере- шены только в осесимметричной постанов- носа [11–14]: ке. Этот подход не позволяет смоделиро- вать ввод компонентов в канал через струй- ­ ªºwwuuwwp §· w u w uc ° puii P i puc i; «»jj¨¸ ные форсунки, если в реальном аппарате- ° ¬¼«»wwtrjijj www rrr ©¹ w r j смесителе подача компонентов смешения в ка- ° °wwuujjc нал осуществляется через систему струйных ® 0; 0; (2) wwrr форсунок или форсуночных головок, т.е. мо- ° jj °wwwCC2 C дель в осесимметричной постановке не бу- ° uD , ° wwtrj w r2 дет в полном объеме отражать реальной кар- ¯ jjj тины происходящего. Ввод компонентов сме- си в канал при таком моделировании можно где осредненные по времени t составляющие производить только через кольцевое сечение. отмечены чертой сверху, пульсационные – Поэтому задачу процесса смешения компо- апострофом; i, j  {x, y, z}; u – вектор скорос- нентов жидкостей или газа в трубчатом много- ти; r – вектор перемещения; D – коэффициент звенном канале диффузор-конфузорного типа взаимной диффузии; p – давление;

с вводом компонентов через форсунки нужно t 1 2 моделировать только в трехмерной постанов- uut ³ d , по Фавру [15]. (3) tt12 ке [9], что будет наиболее адекватно отражать t1 реальный процесс смешения. При моделировании использовался канал

Поставлена задача выполнить трехмерное типа конфузор-диффузор длиной Lк = 10…50D моделирование смешения двух компонентов (где D – диаметр канала), угол раскрытия диф- ньютоновских жидкостей или газа в струйном фузора подобран так, чтобы возникающий технологическом оборудовании компрессор- нестационарный микроотрыв потока получае- ных станций для перекачки природного газа, мой смеси от стенки не вызывал резкого повы- осуществляемой в трубчатом многозвенном шения гидравлических сопротивлений, опти- канале диффузор-конфузорного типа с вводом мальным является угол, равный 45° (в данных второго компонента в канал через струйные точках в модели – ряды Фурье). Входные фор- форсунки. Для качественной оценки процесса сунки расположены под прямым углом по от- смешения компонентов вводится коэффициент ношению к продольной оси сечения канала,

перемешанности [10]: диаметр форсунок dф соотносится с диаметром сечения канала D как 1:10 и рассматривался 1 J 1(,,)ɋ xyz ɋ d, V a ³³³ 0 (1) в пределах dф = 0,04…0,1D. Скорость потока V V смеси по каналу u1 = 0,3…1 м/с, скорость вво-

где γa – средний по объему коэффициент пе- да компонентов через форсунки u2 = 1…3 м/с.

ремешанности; С0 – заданная необходи- Предполагается, что смешение происхо- мая концентрация; С = f(x, y, z) – получаемая дит без теплового взаимодействия и без про- концентрация; V – объем; x, y, z – декартова текания химических реакций; компоненты система координат. 1 и 2 смеси не имеют поверхностей раздела, Коэффициент перемешанности связан т.е. наблюдается свободное взаимопроникно- со скоростью диссипации кинетической энер- вение. Смесь рассматривается как сплошная гии турбулентности (ε), которая может зависеть среда со средними, зависящими от локальных от длин конфузорной и диффузорной частей ка- значений, концентрациями С, плотностями ρ нала, протяженности всего трубчатого канала, и молекулярными вязкостями μ смешиваемых соотношения диаметра сечения трубчатого ка- компонент: нала и диаметра входных форсунок, угла рас- UU PP крытия между диффузурной и конфузорными U 12; P 12 . (4) ɋɋUU(1 ) ɋɋ PP (1 ) частями, соотношения между диаметрами тру- 1212 бы канала в са́мой его широкой и узких частях, Осредненные модели в механике сплош- а также от свойств и режимов смешивающихся ных сред широко представлены в технической компонентов. литературе (см. в том числе [16–18]).

№ 2 (44) / 2020 112 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Для замыкания системы уравнений (2) ис- В выходном сечении задаются «мягкие» пользовалась двухслойная модель турбулент- граничные условия установившегося течения: ности SST [19–22]. В качестве граничных усло- §·wM вий для трубчатого канала, частично (по оси ¨¸ 0. wy симметрии) показанного на рис. 2, принято, что ©¹ во входных сечениях канала задаются профи- В области стенок использовалась неравно- ли скорости, начальные параметры турбулент- весная функция – Non-EquilibriumWallFunctions ности и объемные доли используемых компо- (NEWF). На самих стенках условие «прили- нент вида φ(x, y, z): пания»: все составляющие скорости равны

• вход 1: (u1, μ1, C1, k1, ε1) = φ(x, z)1; нулю [23].

• вход 2: (u2, μ2, C2, k2, ε2) = φ(x, z)2. Поставленная задача решалась с помощью Здесь k – кинетическая энергия компонент по- пакета Fluent, модель гидродинамического про- тока жидкостей. цесса смешения – трехмерная, сетка – адаптиро- ванная. Предварительно проводилась подготов- ка сеточной области. В области оси симметрии канала задана разреженная – «грубая» – сетка, ȼɯɨɞ ɋɬɟɧɤɚ ближе к периферии задавалось ее сгущение, в об- ласти угловых точек для исключения нефизич- ȼɯɨɞ ȼɵɯɨɞ ɍɝɥɨɜɚɹɬɨɱɤɚ ɥɢɧɢɹ ности применялось разложение в ряды. Также Ɉɫɶɫɢɦɦɟɬɪɢɢ использовалась процедура зеркального отобра- Рис. 2. Начальный участок канала жения сеточной области для устранения воз- можной асимметрии течения [24]. Количество узлов сетки N > 150000. Устойчивость метода а проверялась по условию Куранта. Сходимость схемы анализировалась на сгущающихся сетках (а именно: как переставал изменяться коэффи-

б циент γa при изменении N). На рис. 3 по результатам моделирования по- казаны поля концентрации компоненты в труб- чатом канале диффузор-конфузорного типа, в предназначенного для перемешивания трех компонент жидкостей или газа, не вступающих

в химическую реакцию: Lк = 10D. Получено, Рис. 3. Поля концентрации 1-й (а), 2-й (б) что в этом случае на выходе γа = 0,949. и 3-й (в) компонент в трубчатом канале При относительной длине канала до 20D

диффузор-конфузорного типа при Lк = 10D (N > 400000) γа на выходе увеличился до 0,975, (сжатие по горизонтали) что говорит о повышении качества перемешан- ности (рис. 4). Увеличивая относительную длину кана- а ла до 30D, затем до 40D и до 50D, в резуль- тате моделирования авторы установили, что поля концентраций в каналах смесительных аппаратов становятся практически одинако- б выми независимо от способа организации

подвода компонентов, значение γа увеличи- вается до 0,987…0,992 и далее не изменяется. в Аналогичная картина наблюдается и относи- тельно распределения других гидродинами- ческих параметров. Как правило, для трубчатых многозвен- Рис. 4. Поля концентрации 1-й (а), 2-й (б) ных каналов характерными являются относи- и 3-й (в) компонент в трубчатом канале тельные длины Lк = 20D…60D и в ряде случаев диффузор-конфузорного типа при Lк ≤ 20D (сжатие по горизонтали) даже более. Для смесительных же аппаратов

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 113

с каналами диффузор-конфузорного типа сле- в этом случае полученные аппроксимирующие

дует использовать меньшее значение Lк, и тече- выражения для основных гидродинамических ние потока в большей области канала практи- параметров в зависимости от конструктивных чески не будет зависеть от способа организа- и управляющих переменных должны использо- ции ввода в него компонентов жидкостей или ваться при проектировании каналов смеситель- газа. Но все же основные, влияющие на эф- ных аппаратов. фективность канала, выходные переменные Также можно отметить, что прежде чем (кинетическая энергия турбулентности и ско- приступать к процессу моделирования сме- рость ее диссипации) в сильной степени будут шения в трубчатом многозвенном канале определяться параметрами вводимых потоков диффузор-конфузорного типа, следует сначала жидкостей или газа в области форсунок, а смо- провести анализ: подготовить и адаптировать делировать подачу компонентов смешения че- для области течения сетку, выяснить взаимное рез форсунки в канал можно только при усло- влияние потоков смеси от подводящих частей вии трехмерной постановки задачи, т.е. только форсунок канала.

Список литературы 1. Прочухан Ю.А. Влияние способов смешения 7. Garanin S.F. Numerical modeling of two- на характер протекания сверхбыстрых dimensional fl ow of a nonhomogeneous fl uid полимеризационных процессов / in a confi ned domain / S.F. Garanin, E.M. Kravets, Ю.А. Прочухан, К.С. Минскер и др. // O.N. Pronina, et al. // Fluid Dynamics. – 2018. – Высокомолекулярные соединения. – 1988. – Т. 53. – № 1. – С. 127–135. Т. 30. – № 6. – С. 1250. 8. Петров А.Г. Точное решение уравнений 2. Абси Р. Турбулентная вязкость и профили осесимметричного движения вязкой жидкости скорости в развитых турбулентных течениях между параллельными плоскостями при в каналах / Р. Абси // Известия Российской их сближении и раздвижении / А.Г. Петров // академии наук. Механика жидкости и газа. – Известия Российской академии наук. Механика 2019. – № 1. – С. 138–150. жидкости и газа. – 2019. – № 1. – С. 58–67. 3. Мухаметзянова А.Г. Движение 9. Курбангалеев А.А. Алгоритм 3D многофазных потоков в трубчатых каналах моделирования процесса смешения жидкостей диффузор-конфузорной конструкции / в трубчатых каналах / А.А. Курбангалеев // А.Г. Мухаметзянова, В.П. Захаров, Труды Академэнерго. – Казань: Казанский Р.Г. Тахавутдинов и др. // Вестник Башкирского научный центр РАН, 2017. – № 2. – С. 34–47. университета. – 2002. – № 1. – С. 28–31. 10. Курбангалеев А.А. Метод 3D моделирования 4. Тахавутдинов Р.Г. Расчет параметров смешения процесса смешения ньютоновских жидкостей двухфазного потока в диффузор-конфузорном в трубчатых каналах диффузор-конфузорного трубчатом аппарате / Р.Г. Тахавутдинов, типа / А.А. Курбангалеев // Международный Г.Р. Дьяконов, А.Г. Мухаметзянова и др. // научно-исследовательский журнал. – 2016. – Актуальные вопросы преподавания при № 12 (54). – Ч. 5. – С. 16–21. реформировании образовательного процесса: 11. Deardorff J.W. A numerical study of three- сб. – Казань, 2001. – С. 135–150. dimensional turbulent channel fl ow at large 5. Мухаметзянова А.Г. Численный расчет Reynolds numbers / J.W. Deardorff // Journal параметров смешения двухфазного of Fluid Mechanics. – 1970. – Т. 41. – Вып. 2. – турбулентного потока в диффузор-конфузорном С. 453–480. – DOI: https://doi.org/10.1017/ трубчатом аппарате / А.Г. Мухаметзянова, S0022112070000691 Р.Г. Тахавутдинов, Г.С. Дьяконов и др. // 12. Hoyas S. Reynolds number effects on the Межвуз. темат. сб. науч. тр. – Казань: КГТУ, Reynolds-stress budgets in turbulent channels / 2001. – С. 4–13. S. Hoyas, J. Jiménez Sendin // Physics 6. Данилов Ю.М. Технология проектирования of Fluids. – 2008. – Т. 20. – № 101511. – малогабаритных турбулентных трубчатых DOI: 10.1063/1.3005862. аппаратов на основе результатов численного 13. Кантюков Р.Р. Решение стационарного моделирования / Ю.М. Данилов, уравнения теплопроводности с химическим А.Г. Мухаметзянова // Химическое и диссипативным источником тепла и нефтегазовое машиностроение. – 2011. – в бесконечной круглой трубе для ньютоновской № 5. – С. 38–42.

№ 2 (44) / 2020 114 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

жидкости / Р.Р. Кантюков, М.С. Тахавиев, 19. Никущенко Д.В. Исследование течений С.А. Лившиц и др. // Вестник Технологического вязкой несжимаемой жидкости на основе университета. – 2015. – Т. 18. – № 11. – С. 200– расчетного комплекса FLUENT: учеб. пособие / 205. Д.В. Никущенко. – СПб.: СПбГМТУ, 2005. – 94 с. 14. Кантюков Р.Р. Аналитическое исследование 20. Aleksin V.A. Application of the method of near- на наличие бифуркационных явлений wall boundary conditions to an investigation при течении нелинейно-вязких жидкостей of turbulent fl ows with longitudinal pressure в каналах сложной геометрии / Р.Р. Кантюков, gradients / V.A. Aleksin // Fluid Dynamics. – М.С. Тахавиев, Р.В. Лебедев и др. // Вестник 2017. – Т. 52. – № 2. – С. 275–287. Технологического университета. – 2015. – 21. Горбушин А.Р. Стационарное вторичное Т. 18. – № 4. – С. 223–225. течение в плоской турбулентной свободной 15. Лунев В.В. О модификации осредненных струе / А.Р. Горбушин, В.Б. Заметаев, уравнений Навье – Стокса / В.В. Лунев // И.И. Липатов // Известия Российской академии Известия Российской академии наук. Механика наук. Механика жидкости и газа. – 2019. – жидкости и газа. – 2019. – № 2. – С. 134–144. № 2. – С. 99–111. 16. Аль Джабри А.Я. Вычисление и анализ 22. Никитин Н.В. Характеристики неустойчивости, двумерных и трехмерных течений для развивающейся в турбулентном течении различных вероятностных законов задания в плоском канале / Н.В. Никитин, послойной неоднородности пласта Н.В. Попеленская // Известия Российской при неизотермической фильтрации / академии наук. Механика жидкости и газа. – А.Я. Аль Джабри, С.П. Плохотников, 2019. – № 2. – С. 72–93. С.В. Никифорова и др. // Вестник КГТУ 23. Курбангалеев А.А. Процесс подготовки им. А.Н. Туполева. – 2019. – № 1. – C. 24–29. сеточной области при 3D-моделировании 17. Bogomolov V.A. Mathematical simulation малогабаритного трубчатого аппарата of three-phase fi ltration in stratifi ed beds with (МТА) как смесителя в программной среде account for the scheme of jets / V.A. Bogomolov, Fluent / А.А. Курбангалеев, Ф.Х. Тазюков, S.P. Plokhotnikov, O.R. Bulgakova, et al. // Journal Г.Н. Лутфуллина // Вестник Казанского of Engineering Physics and Thermophysics. – технологического университета. – 2013. – 2011. – Т. 84. – № 5. – C. 975–979. Т. 16. – № 21. – С. 242–244. 18. Plokhotnikov S. P. Mathematical averaging 24. Курбангалеев А.А. Проектирование of coeffi cients of system of elliptic and малогабаритных трубчатых аппаратов – МТА parabolic equations in continuum mechanics / как смесителя жидких компонентов с помощью S.P. Plokhotnikov, V.A. Bogomolov, R.Kh. Nizaev, 3D моделирования / А.А. Курбангалеев, et al. // Lobachevskii Journal of Mathematics. – Ф.Х. Тазюков, Г.Н. Лутфуллина и др. // Вестник 2019. – Т. 40. – № 5. – C. 553–561. Казанского технологического университета. – 2013. – Т. 16. – № 21. – С. 261–263.

Modeling work of jet-blowing process equipment at compressor stations. Case of a multilink apparatus like a diffusing-converging mixer

A.A. Kurbangaleyev1*, S.R. Yenikeyeva1, S.A. Livshits2

1 Kazan National Research Technological Institute, Bld. 68, Karla Marksa street, Kazan, Republic of Tatarstan, 420015, Russian Federation 2 Kazan State Power Engineering University, Bld. 51, Krasnoselskaya street, Kazan, Republic of Tatarstan, 420066, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. This article presents the results of 3D simulation of a hydrodynamic process when the fl ows of two Newtonian fl uids couple inside a diffusing-converging duct of a jet-blowing compressor equipment for pumping of natural gas. Mixing of the fl uids occurs in a turbulent mode without chemical reactions and exclusively of bulk forces. By means of the FLUENT software, the infeed of the components into a duct through the spray nozzles has been simulated. The quality of the fl uids incorporation has been assessed using a mixing code. Estimating the output of the 3D simulator, authors have derived a dependency between the behavior of the mixture fl ow and a manner to supply the mixing fl uids into a duct, viz. the quantity and location of spray nozzles over the cross-sectional area of the duct.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 115

Keywords: eddy fl ow, mixer, jet-blowing process equipment, 3D hydrodynamic modeling, diffusing-converging duct, Newtonian fl uid.

References 1. PROCHUKHAN, Yu.A., K.S. MINSKER, et al. Effect of mixing manner on behavior of ultrafast polymerization [Vliyaniye sposobov smesheniya na kharakter protekaniya sverkhbustrykh polimerizatsionnykh protsessov]. Vysokomolekulyarnyye Soyedineniya. 1988, vol. 30, no. 6, p. 1250. ISSN 0507-5475. (Russ.). 2. ABSI, R. Eddy viscosity and velocity profi les in advanced turbulent fl ows within ducts [Turbulentnaya vyazkost i profi le skorosti v razvitykh turbulentnykh techeniyakh v kanalakh]. Izvestiya Rossiyskoy Akademii Nauk. Mekhanika Zhidkosti i Gaza, 2019, no. 1, pp. 138–150. ISSN 0568-5281. (Russ.). 3. MUKHAMETZYANOVA, A.G., V.P. ZAKHAROV, R.G. TAKHAVUTDINOV, et al. Motion of multiphase fl ows in diffusing-converging ducts [Dvizheniye mnogofaznykh potokov v trubchatykh kanalakh diffuzor- konfuzornoy konstruktsii]. Vestnik Bashkirskogo Universiteta. 2002, no. 1, pp. 28–31. ISSN 1998-4812. (Russ.). 4. TAKHAVUTDINOV, R.G., G.R. DYAKONOV, A.G. MUKHAMETZYANOVA. Calculation of parameters for mixing a binary fl ow in a diffusing-converging tubed apparatus [Raschet parametrov smesheniya dvukhfaznogo potoka v diffuzor-konfuzornom trubchatom apparate]. In: Topical questions of teaching at reforming education process [Aktualnyye voprosy prepodavaniya pri reformirovanii obrazovatelnogo protsessa]: collected papers. Kazan, 2001, pp. 135–150. (Russ.). 5. MUKHAMETZYANOVA, A.G., R.G. TAKHAVUTDINOV, G.R. DYAKONOV. Numerical calculation of parameters for mixing a binary eddy fl ow in a diffusing-converging tubed apparatus [Chislennyy raschet parametrov smesheniya dvukhfaznogo turbulentnogo potoka v diffuzor-konfuzornom trubchatom apparate]. Interuniversity subject-matter collection of scientifi c papers. Kazan: Kazan National Research Technological Institute, 2001, pp. 4–13. (Russ.). 6. DANILOV, Yu.M., A.G. MUKHAMETZYANOVA. Technique for designing small-scale eddy tubed apparatuses using results of numerical modelling [Tekhnologiya proyektirovaniya malogabaritnykh turbulentnykh trubchatykh apparatov na osnove rezultatov chislennogo modelirovaniya]. Khimicheskoye i Neftegazovoye Mashinostroyeniye, 2011, no. 5, pp. 38–42. ISSN 1029-8770. (Russ.). 7. GARANIN, S.F., E.M. KRAVETS, O.N. PRONINA, et al. Numerical modeling of two-dimensional fl ow of a nonhomogeneous fl uid in a confi ned domain. Fluid Dynamics, 2018, vol. 53, no. 1, pp. 127–135. ISSN 0015-4628. 8. PETROV, A.G. Exact solution of equations for axially symmetric motion of a viscous liquid between the parallel planes during their approaching and sliding apart [Tochnoye resheniye uravneniy osesimmetrichnogo dvizheniya vyazkoy zhidkosti mezhdu parallelnymi ploskostyami pri ikh sblizhenii i razdvizhenii]. Izvestiya Rossiyskoy Akademii Nauk. Mekhanika Zhidkosti i Gaza, 2019, no. 1, pp. 58–67. ISSN 0568-5281. (Russ.). 9. KURBANGALEYEV, A.A. Algorithm for 3D simulation of fl uids confusion within ducts [Algoritm 3D modelirovaniya protsessa smesheniya zhidkostey v trubchatykh kanalakh]. Trudy Akademenergo. Kazan: Kazan Scientifi c Center of RAS, 2017, no. 2, pp. 34–47. ISSN 2070-4755. (Russ.). 10. KURBANGALEYEV, A.A. Method for 3D simulation of Newtonian fl uids in the diffusing-converging ducts [Metod 3D modelirovaniya protsessa smesheniya nyutonovskikh zhidkostey v trubchatykh kanalakh diffuzor-konfuzornogo tipa]. Mezhdunarodnyy Nauchno-issledovatelskiy Zhurnal, 2016, no. 12 (54), pt. 5, pp. 16–21. ISSN 2303-9868. (Russ.). 11. DEARDORFF, J.W. A numerical study of three-dimensional turbulent channel fl ow at large Reynolds numbers. Journal of Fluid Mechanics, 1970, vol. 41, no. 2, pp. 453–480. ISSN 0022-1120. DOI: https://doi.org/10.1017/ S0022112070000691 12. HOYAS, S., J. Jiménez SENDIN. Reynolds number effects on the Reynolds-stress budgets in turbulent channels. Physics of Fluids, 2008, vol. 20, no. 101511. ISSN 1070-6631. DOI: 10.1063/1.3005862. 13. KANTYUKOV, R.R., M.S. TAKHAVIYEV, S.A. LIVSHITS, et al. Solution of a steady-state equation for heat conductivity with a chemical and dissipative heater in an infi nite round tube for Newtonian fl uid [Resheniye statsionarnogo uravneniya teploprovodnosti s khimicheskim i dissipativnym istochnikom tepla v beskonechnoy krugloy trube dlya nyutonovskoy zhidkosti]. Vestnik Tekhnologicheskogo Universiteta, 2015, vol. 18, no. 11, pp. 200–205. ISSN 1998-7072. (Russ.). 14. KANTYUKOV, R.R., M.S. TAKHAVIYEV, R.V. LEBEDEV, et al. Analytic investigation on presence of bifurcation phenomena in a fl ow of nonlinear viscous fl uids in the channels with complex geometry [Analiticheskoye issledovaniye na nalichiye bifurkatsionnykh yavleniy pri techenii nelineyno- vyazkikh zhidkostey v kanalakh slozhnoy geometrii]. Vestnik Tekhnologicheskogo Universiteta, 2015, vol. 18, no. 4, pp. 223–225. ISSN 1998-7072. (Russ.). 15. LUNEV, V.V. On modifi cation of averaged Navier-Stokes equations [O modifi katsii osrednennykh uravneniy Navye – Stoksa]. Izvestiya Rossiyskoy Akademii Nauk. Mekhanika Zhidkosti i Gaza, 2019, no. 2, pp. 134–144. ISSN 0568-5281. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 116 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

16. Al DZHABRI, A.Ya., S.P. PLOKHOTNIKOV, S.V. NIKIFOROVA, et al. Computation and analysis of 2D and 3D fl ows for various probabilistic laws of setting the fi bered heterogeneity of a layer in case of anisothermic fi ltration [Vychisleniye i analiz dvumernykh i trekhmernykh techeniy dlya razlichnykh veroyatnostnykh zakonov zadaniya posloynoy neodnorodnosti plasta pri neizotermicheskoy fi ltratsii]. Vestnik KGTU imeni A.N. Tupoleva, 2019, no. 1, pp. 24–29. ISSN 2048-6255. (Russ.). 17. BOGOMOLOV, V.A., S.P. PLOKHOTNIKOV, O.R. BULGAKOVA, et al. Mathematical simulation of three- phase fi ltration in stratifi ed beds with account for the scheme of jets. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 2011, vol. 84, no. 5, pp. 975–979. ISSN 1062-0125. 18. PLOKHOTNIKOV, S. P., V.A. BOGOMOLOV, R.Kh. NIZAEV, et al. Mathematical averaging of coeffi cients of system of elliptic and parabolic equations in continuum mechanics. Lobachevskii Journal of Mathematics, 2019, vol. 40, no. 5, pp. 553–561. ISSN 1995-0802. 19. NIKUSHCHENKO, D.V. Investigation of fl ows of ideal viscous liquid using a FLUENT software [Issledovaniye techeniy vyazkoy neszhimayemoy zhidkosti na osnove raschetnogo kompleksa FLUENT]: tutorial. St. Petersburg: St.Petersburg State Marine Technical University, 2005. (Russ.). 20. ALEKSIN, V.A. Application of the method of near-wall boundary conditions to an investigation of turbulent fl ows with longitudinal pressure gradients. Fluid Dynamics, 2017, vol. 52, no. 2, pp. 275–287. ISSN 0015-4628. 21. GORBUSHIN, A.R., V.B. ZAMETAYEV, I.I. LIPATOV. Steady secondary fl ow in a free plane eddy jet [Statsionarnoye vtorichnoye techeniye v ploskoy turbulentnoy svobodnoy struye]. Izvestiya Rossiyskoy Akademii Nauk. Mekhanika Zhidkosti i Gaza, 2019, no. 2, pp. 99–111. ISSN 0568-5281. (Russ.). 22. NIKITIN, N.V., N.V. POPELENSKAYA. Characteristics of instability progressing in an eddy fl ow within a plane channel [Kharakteristiki neustoychivosti, razvivayushcheysya v turbulentnom techenii v ploskom kanale]. Izvestiya Rossiyskoy Akademii Nauk. Mekhanika Zhidkosti i Gaza, 2019, no. 2, pp. 72–93. ISSN 0568-5281. (Russ.). 23. KURBANGALEYEV, A.A., F.Kh. TAZYUKOV, G.N. LUTFULLINA. Treatment of a net domain during 3D simulation of a small-scaled tubed apparatus as a mixer within the Fluent software environment [Protsess podgotovki setochnoy oblasti pri 3D-modellirovanii malogabaritnogo trubchatogo apparata (MTA) kak smesitelya v programmnoy srede Fluent]. Vestnik Kazanskogo Tekhnologicheskogo Universiteta, 2013, vol. 16, no. 21, pp. 242–244. ISSN 1998-7072. (Russ.). 24. KURBANGALEYEV, A.A., F.Kh. TAZYUKOV, G.N. LUTFULLINA, et al. 3D modelling design of small- scale tubed apparatuses as a mixer for fl uid components [Proyektirovaniye malogabaritnykh trubchatykh apparatov – MTA kak smesitelya zhidkikh komponentov s pomoshchyu 3D modellirovaniya]. Vestnik Kazanskogo Tekhnologicheskogo Universiteta, 2013, vol. 16, no. 21, pp. 261–263. ISSN 1998-7072. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 117

УДК 621.774.21:620.17:620.18:539.3 Особенности характера разрушения и структуры металла зоны сплавления сварных швов труб магистральных газопроводов при испытаниях на определение величины CTOD

И.П. Шабалов1, П.П. Степанов2, С.А. Чегуров2, В.Я. Великоднев3, С.Ю. Настич4*, В.С. Каленский5

1 Ассоциация производителей труб, Российская Федерация, 119590, г. Москва, ул. Улофа Пальме, д. 1 2 АО «Выксунский металлургический завод», Российская Федерация, 607060, Нижегородская обл., г. Выкса, ул. Братьев Баташевых, д. 45 3 ООО «Центр ЭТСИ», Российская Федерация, 109240, г. Москва, ул. Яузская, д. 8, стр. 2, офис 22, этаж 1 4 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 5 АО «МОСГАЗ», Российская Федерация, 105120, Москва, Мрузовский пер., д. 11, стр. 1 * E-mail: [email protected]

Тезисы. Применительно к трубам большого диаметра (ТБД) зона сплавления (ЗС) является участ- Ключевые слова: ком с наиболее сложной структурой металла. Металл ЗС имеет пониженные характеристики вяз- трубы большого кости и трещиностойкости по сравнению с основным металлом и металлом сварного шва труб. диаметра, Спецификациями на поставку ТБД в ряде случаев предусмотрено испытание металла ЗС труб зона сплавления, на определение значения критического раскрытия в вершине трещины (CTOD) трехточечным изги- трещиностойкость бом на образцах с надрезом по толщине (ориентация N–P, согласно стандарту ISO 15653) и захватом (вязкость «50 % металл шва + 50 % зона термического влияния (ЗТВ)». разрушения), Проведено исследование характера разрушения и структуры металла на фронте усталостной микроструктура, трещины образцов CTOD из ЗС труб размером 1420×25,8 мм класса прочности К60 разного испол- бейнит, нения. Определено фактическое смещение фронта усталостной трещины относительно заданного численное для надреза положения. Получены характеристики развития трещины в образцах из ЗС с различным моделирование, уровнем трещиностойкости, в том числе максимальная длина распространения усталостной трещи- коэффициент ны и длина участка с вязким характером разрушения. Выявлены особенности структуры металла интенсивности на фронте трещины в зависимости от легирования основного металла трубы и уровня полученных напряжений (КИН), значений CTOD. Проведено сравнение положения надреза и участков металла в разных структурных эквивалентные состояниях в образцах KCV (испытания на ударный изгиб), отбираемых вблизи поверхности, и пол- напряжения. нотолщинных образцах CTOD из ЗС сварных соединений ТБД. Проведено численное моделирование зарождения и распространения трещины для металла ТБД с применением программного комплекса Ansys. В результате расчетов исследованы зависи- мости распределения коэффициента интенсивности напряжений в вершине трещины и сценарии развития трещины при разных раскрытиях образцов. Использованная методика испытаний на CTOD для ЗС труб имеет специфические особенности: сложность нормирования расположения фронта усталостной трещины относительно участков металла с существенно различающейся структурой (участки ЗТВ и основной металл между швами) и неоднородность профиля фронта трещины при ее развитии после страгивания.

Изучение и прогнозирование процессов зарождения и распространения трещи- ны в металле труб большого диаметра (ТБД) – важнейший аспект обеспечения на- дежной работы магистральных газопроводов. Участком ТБД, имеющим самые низ- кие и нестабильные значения вязкости металла, является зона сплавления (ЗС) про- дольного сварного соединения, захватывающая участки зоны термического влияния (ЗТВ) и сварного шва, прилегающие к линии сплавления (ЛС) [1]. Для труб со стен- ками большой толщины возможно снижение ударной вязкости и трещиностойкости металла ЗС в связи с формированием в зонах крупного зерна и межкритического нагрева ЗТВ неблагоприятной структуры металла, содержащей грубый гранулярный

№ 2 (44) / 2020 118 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

бейнит и МА-составляющую (мартенсит – BS EN ISO 15653; либо металл труб испыты- остаточный аустенит), а также карбиды и неме- вают по ГОСТ 25.506-85. таллические включения [2–6]. С целью выявления взаимосвязи характе- Испытания на трещиностойкость (вяз- ра разрушения и получаемых значений CTOD кость разрушения) позволяют с позиции ме- со структурным состоянием металла для ЗС про- ханики разрушения оценить сопротивляе- дольного сварного соединения ТБД проведены мость участка металла развитию заранее на- испытания на трещиностойкость на полнотол- несенной усталостной трещины как острого щинных образцах со сквозным надрезом. По ре- концентратора до того, как начнется ее неста- зультатам исследований планировалось оценить бильное развитие [7]. При испытаниях мо- применимость результатов испытаний на CTOD гут быть определены следующие показатели: как сдаточных для трубной продукции. критическое раскрытие в вершине трещины CTOD (англ. crack tip opening displacement) – Материалы и методики исследований

обычно обозначается через δ (стадии: δс – Испытания с определением величины CTOD хрупкий излом на первоначальном приложе- при температуре испытаний1 минус 20 °С –20 нии нагрузки, δu – хрупкий излом после мед- (CTOD ) проводили на материале металла пря-

ленного (вязкого) роста трещины, δm – мед- мошовных одношовных труб класса прочности ленный (вязкий) рост трещины до разру- К60 размером 1420×25,8 мм, изготовленных шения образца при максимальной нагрузке по серийной технологии в разном исполне- в условиях стабильного роста трещины), нии (далее они обозначены как К60-1 и К60-2). J-интеграл (Jc), а также коэффициенты ин- Сталь для трубы К60-1 имела базовую компози-

тенсивности напряжений (КИН) Kc (крити- цию легирования 0,07 % C – 1,65 % Mn – Nb –

ческий КИН при плоской деформации) и KIc Ti – V, а сталь для трубы К60-2 помимо этого (критический КИН 1-й (I) моды деформа- содержала добавку Ni+Cu. Прокат для изготов- ций). Перечисленные показатели взаимоза- ления труб произведен на стане 5000 по техно- висимы [8]. Развитие испытаний на трещи- логии термомеханической обработки. Сварные ностойкость, влияние вида нагружения (изги- швы труб выполнялись двухсторонней сваркой бом или растяжением), типы образцов пред- с Х-образной разделкой. ставлены, в частности, в работах С.-К. Чжу Испытания металла ЗС сварных соедине- и М.И. Антонова и др. [8, 9]. ний труб для определения CTOD–20 проводили Значение CTOD, или δ, определяется как по BS EN ISO 15653 нагружением трехточеч- величина раскрытия кончика усталостной тре- ным изгибом на поперечных полнотолщинных щины (или расстояние между берегами трещи- образцах SENB (англ. single edge notched bend – ны, которые должны быть разведены), которого надрез с одного края, изгиб) со сквозным над- необходимо достигнуть перед тем, как начнется резом (ориентации N–P), захватывающим 50 % нестабильное распространение трещины. металла шва и 50 % ЗТВ. Результатом являлось Результатом испытаний является минимальное минимальное значение из шести в серии. значение в серии из трех или шести испыта- Макро- и микроструктуру металла иссле- ний (образцов) согласно требованиям специ- довали средствами оптической и сканирующей фикации. Результаты испытаний на CTOD су- электронной (СЭМ) микроскопии. Численное щественно зависят от таких факторов, как стес- моделирование зарождения и распростране- ненность деформации металла при нагружении ния трещины выполнялось в программной сре- и структурное состояние металла в зоне начала де Ansys. разрушения [7–9]. Применительно к ТБД испытания на тре- Результаты испытаний, фрактографических щиностойкость с определением показателя и структурных исследований CTOD проводят как наиболее соответствующие Механические свойства ОМ и сварных картине напряженно-деформированного сос- соединений труб (таблица) удовлетворяли тояния (НДС) трубы. Некоторые спецификации на поставку ТБД предусматривают испыта- ние основного металла (ОМ) труб по стандар- ту BS 7448-1, а также металла по центру свар- 1 Здесь и далее надстрочные индексы показателей трещиностойкости указывают на температуру ного шва (ЦШ) и металла по ЗС по стандарту испытаний.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 119

Механические свойства ОМ труб при испытаниях на растяжение (плоские образцы по ГОСТ 1497-84, тип I) Временное Условный предел Относительное Относительное Направление Тип трубы сопротивление текучести σП0,5, σП0,5/σв удлинение после равномерное образца 2 2 σв, Н/мм Н/мм разрыва 5, % удлинение р, % Поперек 625 530 0,85 23 7,9 К60-1 Вдоль 590 510 0,86 25,5 8,7 Поперек 660 515 0,78 25,5 11 К60-2 Вдоль 630 485 0,77 28 11,8 Требования СТО Газпром 2-4.1-713-2013 Категория D, Поперек 590…710 ≥ 485 0,90 20 – К60 Вдоль 560…710 ≥ 485 0,90 20 – Примечание: указаны средние значения по результатам испытаний двух образцов.

требованиям СТО Газпром 2-4.1-713-20132 хрупкое начало разрушения – без вязкого на трубы категории D класса прочности К60 участка под фронтом усталостной трещины (на рабочее давление до 10,0 МПа вклю- (см. рис. 1а,б). При высоком уровне трещино- чительно). Ударная вязкость ОМ обеих стойкости излом в зоне страгивания трещины труб имела высокие значения на образцах имел участок вязкого разрушения протяженно- с острым надрезом: KCV–20 ≥ 300 Дж/см2 стью примерно от 0,15 до 2,0…2,5 мм с мелки- и KCV–40 ≥ 260…300 Дж/см2. Количество вяз- ми ямками (см. рис. 1в,г). Повышенные значе- кой составляющей (В) в изломе образцов ния CTOD получены при большей протяжен- при испытаниях падающим грузом (ИПГ) ности вязкого участка. В образцах ЗС обеих соответствовало требованиям, а именно: труб при низком и высоком уровнях трещино- В(ИПГ–20) = 90…100 %. ОМ труб имел высо- стойкости дальнейшее распространение тре- кие значения CTOD–20 – до 1,00 мм. щины проходило по хрупкому механизму с фа- Сварное соединение обеих труб имело тре- сетками скола. буемую прочность (не ниже нормируемого зна- Распространение трещины при испыта- чения для ОМ), разрушение проходило по ОМ. ниях до момента «скачка» и разгрузки прохо- Металл ЦШ имел высокую и стабильную дит на изломе в пределах участка, имеющего ударную вязкость KCV–40 = 170…220 Дж/см2, вид «ногтя». Максимальная длина распростра- а также достаточно высокие и стабильные зна- нения трещины по BS EN ISO 15653 обозна- –20 чения CTOD ≈ 0,40…0,50 мм. Ударная вяз- чается как Δapop, в данной работе она приня-

кость ЗС трубы К60-1 имела более низкие зна- та как Δaмакс. Длина вязкого участка на участ- чения (KCV–40 = 50…60 Дж/см2) по сравнению ке распространения усталостной трещины –40 2 с трубой К60-2 (KCV = 120…130 Дж/см ), что обозначена как Lвязк. В результате изучения из- объясняется наличием добавки Ni+Cu в стали ломов образцов (серии из шести образцов для трубы К60-2. При этом также различался уро- каждой трубы) получены зависимости значе- –20 вень трещиностойкости металла ЗС труб: сред- ний CTOD (рис. 2) от Δaмакс (см. рис. 2а) и Lвязк нее значение CTOD–20 для трубы К60-1 сос- (см. рис. 2б). тавило 0,23 мм, а для трубы К60-2 – 0,72 мм. Представленные зависимости показывают, В дальнейших исследованиях использовали что для рассматриваемого металл ЗС труб пре- образцы из ЗС труб с наиболее низким и наи- вышение значениями CTOD–20 минимально- более высоким уровнями трещиностойкости. го уровня примерно на 0,1 мм происходит

Фрактографическое исследование изломов при Δaмакс ≈ 1,0 мм и Lвязк ≈ 0,1 мм. При рас- образцов CTOD из ЗС (после доламывания) по- ширении вязкого участка практически

казало, что характер разрушения принципиаль- до Δaмакс имеют место весьма высокие значе- но различается для случаев низкой и высокой ния CTOD–20. «Удовлетворительные» значе- трещиностойкости (рис. 1). При низком уров- ния CTOD–20 ≥ 0,20 мм могут быть получены не трещиностойкости излом имел полностью в случае страгивания трещины по вязкому ме- ханизму разрушения на участке длиной не ме- 2 СТО Газпром 2-4.1-713-2013. Технические требования нее 0,1 мм. к трубам и соединительным деталям (с изменениями № 1 и № 2). – М.: Газпром экспо, 2014. – 152 с.

№ 2 (44) / 2020 120 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

а б

в г

Рис. 1. Внешний вид (а, в) и СЭМ-фрактография (б – ×100; г – ×30) изломов образцов CTOD из ЗС труб класса прочности К60 со стенками толщиной 25,8 мм: а, б – низкая трещиностойкость; в, г – высокая трещиностойкость

1,2 1,2 ɦɦ ɦɦ –20 –20 1,0 1,0 CTOD CTOD 0,8 0,8

0,6 0,6

0,4 0,4

0,2 0,2

0 0 0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 10–3 10–2 10–1 100 101 ǻa ɦɦ L ɦɦ абɦɚɤɫ ɜɹɡɤ

ɌɪɭɛɚɄɄ

–20 Рис. 2. Зависимость значений CTOD образцов ЗС труб от параметров излома Δaмакс (а)

и Lвязк (б) вблизи фронта усталостной трещины

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 121

Положение надреза на образце CTOD конт- усталостной трещины в сторону швов или ОМ ролируется по соотношению в сечении образца оценено (путем геометрических построений)

отрезков швов (a1 и a3) и ЗТВ (a2). Требование как ≈ 0,1…0,45 мм. (Отклонение трещины для «50 % металла шва + 50 % ЗТВ» выполняется данного расположения надреза по ЗС сварных

при a1 + a3 = a2 (рис. 3). соединений в стандарте не оговаривается.) Точность позиционирования фронта уста- Исследование твердости методом Виккерса

лостной трещины определяли на металлогра- с нагрузкой 0,5 кгс (HV0,5; по ГОСТ Р ИСО фических шлифах, которые располагались 6507-1-2007) вдоль фронта трещины показа- в плоскости, перпендикулярной поверхности ло, что для случая низкой трещиностойкости разрушения, за вершиной усталостной трещи- участки ЗТВ с повышенной твердостью распо- ны в пределах 2 мм от фронта в месте макси- лагаются ближе к центру зоны между сварны- мальной длины предварительной усталостной ми швами по сравнению со случаем высокой трещины (требования BS EN ISO 15653:2018). трещиностойкости (рис. 4). В случае образца

Отклонение соотношения длин a1 + a3 = a2 с высокой трещиностойкостью в зоне посере- составило –0,1…+1,7 мм (≤ 5…6 % толщины дине между сварными швами находится более 24,6…25,3-миллиметрового образца), т.е. было широкая область металла с однородным уров- весьма незначительным. Смещение фронта нем твердости. Участок металла посередине

ɇɚɞɪɟɡɨɛɪɚɡɰɚ.&9 ɦɟɬɚɥɥɲɜɚɁɌȼ Ɉɛɪɚɡɟɰ.&9ɜɛɥɢɡɢ ɩɨɜɟɪɯɧɨɫɬɢɦɟɬɚɥɥɚ ɁɨɧɚɤɪɭɩɧɨɝɨɡɟɪɧɚɁɌȼ 1

ɁɨɧɚɦɟɥɤɨɝɨɡɟɪɧɚɁɌȼ a ɁɨɧɚɦɟɠɤɪɢɬɢɱɟɫɤɨɝɨɧɚɝɪɟɜɚɁɌȼ ɁɨɧɚɫɭɛɤɪɢɬɢɱɟɫɤɨɝɨɧɚɝɪɟɜɚɁɌȼ 2 a

a1 + a3 = a2 3 a

Ɉɛɪɚɡɟɰ&72'ɬɢɩɚ6(1% ɇɚɞɪɟɡɨɛɪɚɡɰɚ&72'±ɫɤɜɨɡɧɨɣN±P, ɜɩɨɥɧɭɸɬɨɥɳɢɧɭɦɟɬɚɥɥɚ ɦɟɬɚɥɥɲɜɚɁɌȼ Рис. 3. Схема расположения в ЗС сварных соединений ТБД образцов KCV и CTOD типа SENB с положением надреза «50 % металл шва + 50 % ЗТВ»

230  Ɂɧɚɱɟɧɢɟ&72'௅: ɧɢɡɤɨɟ 220 ɜɵɫɨɤɨɟ Ɍɜɟɪɞɨɫɬɶ+9 210

200

190

180 –10–8–6–4–20246810 Ɋɚɫɫɬɨɹɧɢɟɨɬɰɟɧɬɪɚɦɟɠɲɨɜɧɨɣɡɨɧɵɦɦ

Рис. 4. Твердость HV0,5 в CTOD-образцах ЗС труб вдоль линии фронта трещины

№ 2 (44) / 2020 122 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

между швами с твердостью ≈ 200 HV0,5 соот- 6,2…7,3 % во всех случаях. Зона крупного зер- ветствует зонам субкритического нагрева ЗТВ на ЗТВ имела структуру из реечного (РБ) и гра- со структурой рекристаллизованного феррита, нулярного (ГБ) бейнита, при этом для трубы а при большей ширине – также ОМ трубы, под- К60-1 соотношение РБ/ГБ оценено как ≈ 55/45, вергнутому отпуску (от сварочного цикла). а для трубы К60-2 – как ≈ 65/35 (без учета доли Структурные исследования показали, что МА-составляющей и цементит-содержащих на фронте трещины в зоне посередине меж- продуктов). Несколько бо́льшая доля РБ бо- ду сварными швами структура металла может лее дисперсного строения по сравнению с ГБ быть разной (рис. 5). В этом месте металл об- позволила получить для металла ЗС трубы разцов с низким уровнем CTOD имел структу- К60-2 более высокие значения трещиностой- ру зоны субкритического нагрева ЗТВ, которая кости и ударной вязкости по сравнению с тру- состояла из рекристаллизованных зерен фер- бой К60-1. рита, а также мелких участков перлита, бейни- Для обеих труб металлы образцов как с низ- та и выделений карбидов (см. рис. 5а). В свою кой, так и с высокой трещиностойкостью в зо- очередь, металл образцов с высоким уровнем нах межкритического нагрева (рис. 6, см. а–в) CTOD в этом месте имел структуру ОМ после и крупного зерна ЗТВ (см. рис. 6г–е) имели схо- отпуска, отличающуюся общей ориентирован- жую структуру. В структуре металла ЗТВ об- ностью, ферритной матрицей с полосами бей- разцов из одной серии (от конкретной трубы) нита, а также выделениями карбидов на грани- не выявлено существенных различий, которые цах и в теле зерен (см. рис. 5б). При этом важ- могли бы объяснить большую разницу в уров- но, что по результатам исследований, выпол- не CTOD. ненных методами электронной микроскопии, Полученные результаты свидетельствуют, структура участка ОМ благодаря отпуску не со- что при небольших отклонениях в положе- держит МА-составляющей и протяженных вы- нии фронта усталостной трещины может делений цементита, наличие которых приводит быть получен как низкий, так и высокий уро- к снижению вязкостных свойств металла. вень трещиностойкости металла ЗС труб. При Структура металла зон межкритического этом получение низкого или высокого значе- нагрева и крупного зерна ЗТВ сварных швов ния CTOD определяется характером разру- на фронте трещины имела характерные осо- шения при страгивании усталостной трещи- бенности, влияющие на вязкость. В структу- ны соответственно без вязкого участка или ре зоны межкритического нагрева ЗТВ наблю- с вязким участком незначительного размера дались островки МА-составляющей (разме- (до 0,1 мм) либо с протяженным участком вяз- ром ≈ 1,7…2,5 мкм), которые могут приводить кого разрушения (до 2…2,5 мм). Наличие для к снижению вязкости металла. Количество образцов из одной серии существенного раз- выделений МА-составляющей и цементит- броса уровня трещиностойкости при весьма содержащих продуктов было оценено как малом смещении фронта трещины позволяет

а б

Рис. 5. Микростуруктура металла в образце CTOD типа SENB, вырезанного из ЗС сварного соединения трубы К60-2 (1420×25,8 мм), на фронте усталостной трещины посередине между сварными швами, ×400: а – низкая трещиностойкость; б – высокая трещиностойкость

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 123

а г

б д

в е

Рис. 6. Структура металла на фронте трещины в областях межкритического нагрева (а, б, в) и крупного зерна (г, д, е) ЗТВ в CTOD-образцах с низкой (а, г) и высокой (б, в, д, е) трещиностойкостью, вырезанных из ЗС трубы К60-2: а, б, г, д – оптическая микроскопия, ×400; в, е – СЭМ, ×2000

заключить, что в зоне распространения тре- между швами как места наибольших деформа- щины располагается металл в разных струк- ций в сечении образца. Основной металл труб турных состояниях. Особенности структур- в исходном состоянии имеет высокие значения ного состояния характерных зон ЗТВ, таких CTOD, а в состоянии после отпуска структу- как зоны межкритического нагрева и круп- ра ОМ не содержит МА-составляющей и про- ного зерна, имеющие в структуре неблаго- тяженных выделений цементита, что позволяет приятные для вязкости металла структурные прогнозировать для ОМ после отпуска также составляющие (МА-составляющую, цементит, высокие значения CTOD. гранулярный бейнит), влияют на общий уро- Поэтому существенное влияние на харак- вень ударной вязкости и трещиностойкости. тер разрушения и получаемые значения CTOD Однако в рассматриваемых полнотолщинных помимо отличительных особенностей струк- образцах CTOD эти зоны ЗТВ располагаются туры металла ЗТВ также оказывает структура на некотором удалении от зоны посередине металла в зоне посередине между швами, где

№ 2 (44) / 2020 124 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

ɇɚɪɭɠɧɵɣɲɨɜ ɁɌȼɧɚɪɭɠɧɨɝɨɲɜɚ ɈɆ

ɍɱɚɫɬɨɤɁɌȼ ɈɆ ɦɟɠɞɭɲɜɚɦɢ

ɇɚɞɪɟɡɨɛɪɚɡɰɚ&72'

ɁɌȼɜɧɭɬɪɟɧɧɟɝɨɲɜɚ ȼɧɭɬɪɟɧɧɢɣɲɨɜ

Рис. 7. Участок между надрезом и зоной переплавления швов в сечении образца CTOD типа SENB (увеличенный участок схемы на рис. 3)

может находиться либо только металл ЗТВ, либо а также участок ОМ трубы. При этом зоны также участок ОМ трубы, подвернутого отпуску крупного зерна и межкритического нагрева (рис. 7). В случае отсутствия в этой зоне образ- оказываются на некотором расстоянии от ме- ца на фронте трещины ОМ трубы разрушение ста страгивания трещины. Фактически, ре- начинается практически полностью по хрупко- зультаты испытаний показывают некие обоб- му механизму, при этом получают низкие зна- щенные свойства металла в разных участках чения CTOD. При наличии на фронте трещи- ЗС сварного соединения. При этом для образ- ны участка ОМ помимо металла ЗТВ страги- цов из одной серии значения CTOD могут су- вание трещины происходит по вязкому меха- щественно различаться из-за незначительного низму (с последующим хрупким разрушением изменения формы ЛС швов или малого сме- на этапе распространения трещины), а значения щения фронта трещины. CTOD оказываются весьма высокими. В стандарте BS EN ISO 15653:2018 дан Для ЗС сварных соединений ТБД прове- пример расположения надреза для образца дено сравнение положения надреза и участ- из ЗС со сквозным надрезом (ориентация N–P) ков металла в разных структурных состояниях и пересечением ЛС и надреза в середине образ- в образцах для испытаний на ударный изгиб ца по толщине (что соответствует 50 % металла с V-образным надрезом (KCV), отбираемых шва и 50 % ЗТВ) для одностороннего сварно- вблизи поверхности, и полнотолщинных об- го соединения с разделкой в форме V (рис. 8), разцах CTOD типа SENB (см. рис. 2 и рис. 7). но не для двухстороннего сварного соедине- В образце KCV надрез пересекает ЛС лю- ния с X-образной разделкой. Этим обеспечи- бого из швов только один раз, благодаря чему вается расположение фронта трещины в зонах достигается позиционирование надреза и ме́ста со структурой, являющейся наиболее неблаго- наибольших деформаций в непосредственной приятной для вязкости металла. близости от зоны крупного зерна ЗТВ, приле- При оценке трещиностойкости металла гающей к ЛС, а также зоны межкритического ЗС труб важно учитывать, что значения CTOD нагрева. Результаты испытаний показывают на образцах SENB для металла отдельных свойства ЗС для металла с наиболее неблаго- участков ЗТВ сварных соединений могут быть приятной структурой. достаточно низкими. Например, для низкоугле- В полнотолщинном образце CTOD надрез родистой стали S500…S550 ([C] < 0,07 %, до- пересекает две ЛС, вследствие чего в месте бавки Ni, Mo, Cu в разных количествах) ме- наибольших деформаций посередине сече- талл характерных зон ЗТВ, полученных ими- ния образца при разной форме ЛС швов мо- тацией сварочных циклов, при испытаниях по- гут располагаться металл разных зон ЗТВ, казал минимальные значения CTOD–20 – от 0,04

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 125

до 0,24 мм (средние – 0,16…0,31 мм; макси- (наружного или внутреннего). Образцы рас- мальные – 0,25…0,41 мм) [10]. полагаются в половине сечения стенки трубы Возможным направлением совершенство- по толщине, подобно образцам KCV, однако вания методики испытаний на CTOD приме- масштабируются, как и предусмотрено стан- нительно к продольным двухсторонним свар- дартами на испытания. Страгивание усталост- ным швам ТБД является использование об- ной трещины начинается у ЛС в зонах круп- разцов типа SENB со сквозным надрезом ного зерна и межкритического нагрева ЗТВ, (N–P) в положении «50 %металл шва + 50 % имеющих наиболее неблагоприятную струк- ЗТВ», но содержащих ЛС только одного шва туру. Этим обеспечивается оценка трещино- стойкости именно металла вблизи ЛС. Однако для применения образцов существенно более тонких, чем стенка трубы, требуется коррек- /2

B тировка правил испытаний.

B Численное моделирование зарождения и распространения трещины в металле С целью выявления особенностей зарожде- ния и развития трещины в образцах CTOD Ʌɋ типа SENB при испытаниях проводили чис- ɪɚɡɪɟɡ ленное моделирование с использованием Рис. 8. Схема расположения надреза программного пакета Ansys. На первом эта- на образце сварного соединения пе моделирования выявляли влияние конфи- для случая образца со сквозным надрезом гурации фронта усталостной трещины на зна-

и пересечением ЛС и надреза посредине чение КИН KI [11–13]. Затем исследовали сце- размера В по стандарту BS EN ISO 15653: нарий распространения трещины в образцах. B – толщина образца Геометрические модели образцов и граничные условия соответствовали ранее проведенным испытаниям реальных образцов. а Исследование изломов позволило выявить, что каждый образец имеет отличные от других

550

530

510 ɇɚɩɪɹɠɟɧɢɟɆɉɚ

490

бв 470

450

430 0123456789 ɉɥɚɫɬɢɱɟɫɤɚɹɞɟɮɨɪɦɚɰɢɹ

Рис. 9. Профиль модели фронта трещины Рис. 10. Диаграмма деформирования для трех образцов из одной серии для упругопластической модели материала: с остаточными площадями, мм2: T = –20 °C; E = 185 ГПа – модуль упругости

а – 578,91; б – 665,34; в – 636,49 1-го рода; σ0,2 = 438 МПа – условный предел

текучести; σв = 530 МПа

№ 2 (44) / 2020 126 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

конфигурацию (геометрию) фронта трещи- напряжения разрушения и критической энер- ны и остаточную рабочую площадь. Различия гии нормального разделения в вершине тре- в остаточной рабочей площади обусловливают щины [14]. Нагружение при численном моде- различия в НДС образцов при равных ки- лировании соответствовало условиям прове- нематических нагрузках. В качестве приме- дения испытаний в части нагружения трехто- ра на рис. 9 показаны профили модели фрон- чечным изгибом, использования валиков в ка- та трещины для трех образцов из одной серии честве опор и пуансона, перемещения цен- с разными остаточными площадями (от 578,91 трального валика и неподвижности опор. до 665,34 мм2). Задача является кинематической, так как пере- Упругопластическую модель материа- мещение пуансона задается, а узлы конечно- ла получили путем усреднения (полигональ- элементной сетки в местах опор не переме- ной аппроксимацией) фактических истинных щаются. Нагружение образца проходит через диаграмм деформирования стали К60, в свой- контактную задачу с трением, коэффициент ства авторами внесена поправка для темпе- трения принят равным 0,3. ратуры испытаний до T = –20 °С на основа- Определение параметра КИН проводили нии собственных исследований. Истинная с использованием квадратичных изопарамет- диаграмма деформирования материала показа- рических элементов, сдвинутых к фронту тре- на на рис. 10. щины [11] и имеющих особенности на фрон- Задача роста трещины решалась с приме- те трещины. Размер ребра элемента при рас- нением модели материала когезионной зоны чете подбирали таким, чтобы его изменение (англ. cohesive zone material model) на основе не влияло на результат, т.е. достигалась сходи- разделения элементов с учетом нормального мость решения задачи по сетке.

0,5 300

250

ɄɂɇɆɉɚāɦ 200 а

150

100

50 0 0,005 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 б Ʉɨɨɪɞɢɧɚɬɚɩɨɬɨɥɳɢɧɟɨɛɪɚɡɰɚɦ 2500 0,5

į 0 2000

į ǻ 0 ɄɂɇɆɉɚāɦ 1500

1000

500

0 0 0,005 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 в Ʉɨɨɪɞɢɧɚɬɚɩɨɬɨɥɳɢɧɟɨɛɪɚɡɰɚɦ Рис. 11. Зависимость КИН от геометрии трещины при раскрытии образца: схема (а, цветом показаны разные уровни параметра КИН); Δ = 0,4 мм (б); Δ = 2,0 мм (в)

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 127

абв г Рис. 12. Этапы развития трещины в образце из ЗС трубы класса прочности К60 со стенкой толщиной 25,8 мм: исходное состояние (а); Δ = 2,63 мм (б); Δ = 5,72 мм (в); Δ = 12,35 мм (г). Цветовая индикация характеризует принцип взаимодействия и (или) взаимного расположения контактных поверхностей

Полученные распределения КИН в верши- кинематического нагружения вплоть до разру- нах трещин трех образцов из одной серии при шения (рис. 12). одинаковом раскрытии образцов Δ = 0,4 мм Новый фронт трещины при ее развитии и Δ = 2,0 мм при условии наличия пластичес- в первый момент стремится к полуэллипти- кого течения в вершине трещины показаны ческому виду. В начале зоны развития трещи- на рис. 11. ны совпадают с пиковыми расчетными значе- Распределения КИН в вершинах трещин ниями КИН, т.е. конфигурация фронта уста- имеют пики, превышающие средние значе- лостной трещины является определяющей для ния для каждой трещины в 1,5 раза и более. дальнейшего ее развития. В то же время методически3 расчетная началь- Раскрытие испытанных образцов труб раз-

ная длина трещины а0, по которой ведется рас- мером 1420×25,8 мм класса прочности К60

чет CTOD, отличается от длин аi не более чем согласно диаграммам «сила – удлинение» сос- в 1,05 раза. тавило Δ = 4,2 мм. Результаты расчетов дают Таким образом, при испытаниях на CTOD развитие трещины на глубину не более 15 % металла труб с использованием образцов типа от остаточной части металла. Натурные резуль- SENB не обеспечивается одинаковый харак- таты испытаний на CTOD охватывают не бо- тер развития трещины в образцах из одной се- лее 7 % сечения всего образца, что не может рии, поскольку на фронте усталостной трещи- являться показательным для работы всего сече- ны возникают пики КИН выше среднего зна- ния как единого целого. чения для каждой трещины в 1,5 раза и более Поэтому для корректной оценки критичес- при одинаковом значении Δ (задаваемом в ши- кого раскрытия в вершине трещины с учетом роких пределах – от 0,4 до 2,0 мм). Это связано полной толщины образца необходимо, чтобы с различиями в остаточной рабочей площади натурные образцы имели полуэллиптический образца и конфигурации (геометрии) вершины фронт усталостной трещины, при котором трещины даже при одинаковых характеристи- КИН равномерно распределен по длине трещи- ках металла в образцах, т.е. идентичность об- ны. В этом случае обеспечивается работа все- разцов не обеспечивается. го металла по толщине образца, а не только его Получен сценарий роста трещи- локальных участков. ны в образцах CTOD в случае постоянного Результаты расчета распределения экви- валентных напряжений при различном 3 См. ISO 12135:2016. Metallic materials – Unifi ed уровне раскрытия образцов (от Δ = 0,9 мм method of test for the determination of quasistatic fracture toughness. до Δ = 13,03 мм) показали (рис. 13),

№ 2 (44) / 2020 128 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

60 Ɉɛɪɚɡɟɰ 1 50 2 3 40 ɋɢɥɚɞɚɜɥɟɧɢɹɤɇ

а 30

20

10

0 02468101214 ǻɦɦ

б

в

г

д

ɇɚɩɪɹɠɟɧɢɟ8ɉɚ

0 0,02 0,04 0,06 ɦ 0,59 1,18 1,77 2,36 2,95 3,54 4,13 4,72 5,31 Рис. 13. Зависимость силы нагружения пуансоном от величины раскрытия образцов (а) и картина НДС в образце № 1 при различных значениях δ, мм: 2 (б); 4,5 (в); 9,7 (г); 13 (д)

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 129

что вне зависимости от величины раскры- неблагоприятные для вязкости металла струк- тия образца и подроста трещины напряжен- турные составляющие, влияют на общий уро- ное состояние остаточной части образца имеет вень ударной вязкости и трещиностойкости, одинаковый уровень эквивалентных напряже- но в полнотолщинном образце CTOD из ЗС ний в зоне трещины даже при падении силы труб эти зоны расположены на удалении нагружения пуансоном. от фронта трещины. Полученное сохранение НДС при распро- В полнотолщинном образце CTOD из ЗС странении трещины свидетельствует о сохра- труб надрез пересекает две ЛС швов, из-за нении накопленной энергии нагружения в ре- чего не обеспечивается позиционирование зультате упругого изгиба самого образца и ра- надреза и ме́ста наибольших деформаций бочей части испытательной машины. Схожую (в зоне посередине между швами) в непосред- картину нагружения и сохранения внутренней ственной близости от участков ЗТВ с наибо- энергии в металле при разрушении демонстри- лее неблагоприятной структурой, в отличие руют испытания на оценку ударной вязкости от образца KCV. KCV, а также гидравлические испытания труб. Характер развития фронта трещины в об- При этом гидравлические испытания иссле- разцах CTOD типа SENB в целом уникален для дуют работу металла по всей толщине стенки каждого образца вследствие различий в фор- трубы, а совместно с испытаниями на ударную ме фронта усталостной (подрощенной) трещи- вязкость охватывают механику и характеристи- ны, наличия значительных пиков КИН выше ку разрушения, наблюдаемую при испытаниях среднего значения в 1,5 раза и более, различий на CTOD. Это исключает необходимость про- в остаточной рабочей площади образца. Тем ведения испытаний на CTOD для гарантии ра- самым не обеспечена идентичность образцов. ботоспособности трубной продукции. Развитие трещины в образце CTOD типа SENB происходит на глубину не более 15 % *** от остаточной части металла, натурные резуль- Характер разрушения образцов CTOD при таты испытаний на CTOD охватывают не бо- развитии усталостной трещины различается лее 7 % сечения образца и не могут экстрапо- для случаев низкой и высокой трещиностой- лироваться на работу всего сечения как едино- кости: при полностью хрупком начале разру- го целого. шения и малой длине распространения тре- Напряженное состояние остаточной части

щины Δaмакс получают низкие значения CTOD образца имеет одинаковый уровень эквива- (≈ 0,1 мм), а при наличии участка вязкого раз- лентных напряжений в зоне трещины вне зави-

рушения и большого значения Δaмакс величина симости от величины раскрытия образца и под- CTOD существенно повышается (более 0,2 мм роста трещины. Испытания на CTOD дают кар- и примерно до 1,0 мм). тину НДС металла, схожую с испытаниями Наличие участка ОМ трубы на фронте тре- на ударный изгиб (KCV) и гидравлическими щины в зоне посередине между швами поми- испытаниями труб. мо металла ЗТВ является значимым фактором Испытания металла ЗС труб на трещино- для характера разрушения и получаемых зна- стойкость с определением величины CTOD чений CTOD в случае полнотолщинных образ- в рассматриваемом виде имеют в методике цов из ЗС. При наличии ОМ в этой зоне раз- случайные и невоспроизводимые параметры, рушение при страгивании трещины начинается в том числе: конфигурацию фронта трещины, как вязкое и наблюдаются высокие значения структурное состояние металла в месте стра- CTOD. В случае присутствия там только ме- гивания усталостной трещины. Методика при- талла ЗТВ разрушение хрупкое или с мини- годна для сопоставления материалов и тех- мальным вязким участком, а значения CTOD нологий, используемых в производстве ТБД. оказываются существенно ниже. Однако ее применение для сдаточных испыта- Особенности структуры зон межкритичес- ний трубной продукции представляется неце- кого нагрева и крупного зерна ЗТВ, имеющих лесообразным.

№ 2 (44) / 2020 130 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Список литературы 1. Эфрон Л.И. Металловедение в «большой» 8. Zhu X.-K. Review of fracture toughness test металлургии. Трубные стали / Л.И. Эфрон. – methods for ductile materials in low-constraint М.: Металлургиздат, 2012. – 696 с. conditions / X.-K. Zhu // Int. J. of Pressure Vessels and Piping. – 2016. – № 139–140. – С. 173–183. 2. Борцов А.Н. Особенности многоэлектродной сварки под слоем флюса при производстве 9. Антонов М.И. Особенности методики высокопрочных толстостенных труб / проведения механических испытаний А.Н. Борцов, И.П. Шабалов, А.А. Величко по определению характеристик и др. // Металлург. – 2013. – № 4. – С. 69–76. трещиностойкости сварных соединений и трубных сталей, применяемых на объектах 3. Худяков А.О. Обеспечение трещиностойкости ПАО «Газпром» / М.И. Антонов, И.Ю. Пушева, сварных соединений толстостенных труб Э.И. Мансырев и др. // Территория Нефтегаз. – большого диаметра класса прочности К60, 2015. – № 8. – С. 68–74. К65 / А.О. Худяков, П.А. Данилкин // Вестник ЮУрГУ. Серия: Металлургия. – 2015. – Т. 15. – 10. Lee S.G. Effects of Ni and Mn addition on critical № 1. – С. 96–102. crack tip opening displacement (CTOD) of weld- simulated heat-affected zones of three high- 4. Li Y. Effect of morphology of martensite-austenite strength low-alloy (HSLA) steels / S.G. Lee, phase on fracture of the weld heat affected D.H. Lee, S.S. Sohn, et al. // Materials Science & zone in vanadium and niobium microalloyed Engineering A. Structural Materials: Properties, steels / Y. Li, T.N. Baker // Materials Science Microstructure and Processing. – 2017. – № 697. – and Technology. – 2010. – Т. 26. – № 9. – С. 55–65. С. 1029–1040. 11. Панасюк В.В. Основы механики разрушения 5. Yang Y. Fracture toughness of the materials материалов / В.В. Панасюк, А.Е. Андрейкив, in welded joint of X80 pipeline steel / Y. Yang, В.З. Партон. – Киев: Наукова Думка, 1988. – L. Shi, Z. Xu et al. // Engineering Fracture 488 с. Mechanics. – 2015. – № 148. – С. 337–349. 12. Морозов Е.М. Ansys в руках инженера: 6. Зотов О.Г. Исследование причин снижения механика разрушения / Е.М. Морозов, вязких характеристик образцов трубной М.Ю. Музеймнек, А.С. Шадский. – 2-е изд., стали при испытаниях на CTOD / О.Г. Зотов, испр. – М.: ЛЕНАНД, 2010. – 456 с. Р.В. Сулягин, А.А. Кононов и др. // Научно- технические ведомости Cанкт-Петербургского 13. Zhu X.-K. Review of fracture toughness (G, K, государственного политехнического J, CTOD, CTOA) testing and standardization университета. – 2014. – № 4 (207). – С. 156–165. (1-1-2012) / X.-K. Zhu, J.A. Joyce // U.S. Navy Research. – Paper 97. – 7. Moore P. CTOD and pipelines: the past, present, http://digitalcommons.unl.edu/usnavyresearch/97 and future / P. Moore, H. Pisarski // The Journal of Pipeline Engineering. – 2013. – 3-й квартал. – 14. Park K. Cohesive zone models: a critical review С. 237–244. of traction-separation relationships across fracture surfaces / K. Park, G.H. Paulino // Applied Mechanics Reviews. – 2011. – Т. 64. – Ноябрь. – С. 060802-1–060802-20.

Specific fracture pattern and metal structure in a fusion zone of a gas main welded seam observed during CTOD tests

I.P. Shabalov1, P.P. Stepanov2, S.A. Chegurov2, V.Ya. Velkodnev3, S.Yu. Nastich4*, V.S. Kalenskiy5

1 Pipe Producers Association, Bld. 1, Olof Palme street, Moscow, 119590, Russian Federation 2 Vyksa Steel Works, Bld. 45, Br. Batashev str., Vyksa, Nizhny Novgorod region, 607060, Russian Federation 3 Center for Expertise of Pipeline Systems and Engineering LLC, offi ce 22, Bld. 2, Est. 8, Yauzskaya street, Moscow, 109240, Russian Federation 4 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation 5 MOSGAZ JSC, Bld. 1, Est. 11, Mruzovskiy bystreet, Moscow, 105120, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. In respect for large-diameter pipes (LDP) a fusion zone (FZ) is a sector of the most complicated metal structure. The FZ metal has worse toughness and crack resistance vs a parent metal and a metal of a welded seam. The LDP specifi cations often require the 3 point bending CTOD testing of pipe FZs using notched pipe specimens

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 131

(NP positioning according to BS EN ISO 15653) with the “50% of seam metal + 50% of a heat affected zone” holding. There were studies of fracture patterns and metal structure at fronts of fatigue cracks at the CTOD samples taken from the FZs of various Ø1420×25.8 mm K60-grade tubes. A factual shift of a crack front related to a given notch position was determined. Behavior of cracks in the FZ specimens with different crack resistance values was examined including the maximal lengths of crack propagation and the lengths of the sectors with plastic character of rapture. The specifi cs of metal structure at the crack front depending on alloy additions of the parent pipe metal and CTOD levels was uncovered. The notch positions and metal structures were compared for KCV samples taken near the pipe surface and the full-thickness CTOD samples taken from FZs of the LDP welded seams. Numeric simulation of crack birth and evolution in a LDP metal was carried out using the Ansys software. As a result, the stress intensity factor distribution and scenarios of crack evolution depending on crack opening values were examined. An applied procedure of CTOD tests for FZs of pipes has few peculiar features, namely these are the troublesome standardization of crack positioning in respect to the metal sections with different structure, and heterogeneity of a crack front profi le when it grows after initiation.

Keywords: large-diameter pipes, fusion zone, crack resistance (fracture toughness), microstructure, bainite, numerical simulation, stress intensity factor, equivalent stresses.

References 1. EFRON, L.I. Metal science in “grand” metallurgy. Pipe steels [Metallovedeniye v “bolshoy” metallurgii. Trubnyye stali]. Moscow: Metallurgizdat, 2012. (Russ.). 2. BORTSOV, A.N., I.P. SHABALOV, A.A. VELICHKO, et al. Specifi cs of multiple-electrode welding under a fl uxing-stone layer during manufacturing of high-strength thick-walled pipes [Osobennosti mnogoelektrodnoy svarki pod sloyem fl yusa pri proizvodstve vysokoprochnykh tolstostennykh trub]. Metallurg, 2013, no. 4, pp. 69–76. ISSN 0026-0827. (Russ.). 3. KHUDYAKOV, A.O., P.A. DANILKIN. Provision of crack resistance for welded joints of thick-welded large- diameter K60–К65-grade pipes [Obespecheniye treshchinostoykosti svarnykh soyedineniy tolstostennykh trub bolshogo diametra klassa prochnosti К60, К65]. Vestnik YuUrGU. Series: Metallurgiya, 2015, vol. 15, no. 1, pp. 96–102. ISSN 1990-8482. (Russ.). 4. LI, Y., T.N. BAKER. Effect of morphology of martensite-austenite phase on fracture of the weld heat affected zone in vanadium and niobium microalloyed steels. Materials Science and Technology, 2010, vol. 26, no. 9, pp. 1029–1040. ISSN 0267-0836. 5. YANG, Y., L. SHI, Z. XU et al. Fracture toughness of the materials in welded joint of X80 pipeline steel. Engineering Fracture Mechanics, 2015, no. 148, pp. 337–349. ISSN 0013-7944. 6. ZOTOV, O.G., R.V. SULYAGIN, A.A. KONONOV, et al. Study of reasons for lowering viscosity of pipe steel samples during CTOD tests [Issledovaniye prichin snizheniya vyazkikh kharakteristik obraztsov trubnoy stali pri ispytaniyakh na CTOD]. Nauchno-tekhnicheskiye Vedomosti Sankt-Peterburgskogo Gosudarstvennogo Politekhnicheskogo Universiteta, 2014, no. 4(207), pp. 156–165. ISSN 1994-2354. (Russ.). 7. MOORE, P., H. PISARSKI. CTOD and pipelines: the past, present, and future. The Journal of Pipeline, 2013, 3rd quarter, pp. 237–244. ISSN 1753-2116. 8. ZHU, X.-K. Review of fracture toughness test methods for ductile materials in low-constraint conditions. Int. J. of Pressure Vessels and Piping, 2016, no. 139–140, pp. 173–183. ISSN 0308-0161. 9. ANTONOV, M.I., I.Yu. PUSHEVA, E.I. MANSYREV, et al. Specifi cs of a procedure for mechanical tests on determination of crack resistance characteristics of welded joints and pipe steels used at the Gazprom PJSC facilities [Osobennosti metodiki provedeniya mekhanicheskikh ispytaniy po opredeleniyu kharakteristik treshchinostoykosti svarnykh soyedineniy i trubnykh staley, primenyayemykh na obyektakh PAO “Gazprom”]. Territoriya Neftegaz, 2015, no. 8, pp. 68–74. ISSN 2072-2745. (Russ.). 10. LEE, S.G., D.H. LEE, S.S. SOHN, et al. Effects of Ni and Mn addition on critical crack tip opening displacement (CTOD) of weld-simulated heat-affected zones of three high-strength low-alloy (HSLA) steels. Materials Science & Engineering A. Structural Materials: Properties, Microstructure and Processing, 2017, no. 697, pp. 55–65. ISSN 0921-5093. 11. PANASYUK, V.V., A.Ye. ANDREYKIV, V.Z. PARTON. Fundamentals of fracture mechanics [Osnovy mekhaniki razrusheniya materialov]. Kiyev: Naukova Dumka, 1988. (Russ.). 12. MOROZOV, Ye.M., M.Yu. MUZEYMNEK, A.S. SHADSKIY. Ansys in engineer’s holdfast: fracture mechanics [Ansys v rukakh inzhenera: mekhanika razrusheniya]. 2nd ed., revised. Moscow: LENAND, 2010. (Russ.). 13. ZHU, X.-K., J.A. JOYCE. Review of fracture toughness (G, K, J, CTOD, CTOA) testing and standardization (1-1-2012). In: U.S. Navy Research [online], paper 97. Available from: http://digitalcommons.unl.edu/ usnavyresearch/97 14. PARK, K., G.H. PAULINO. Cohesive zone models: a critical review of traction-separation relationships across fracture surfaces. Applied Mechanics Reviews, 2011, vol. 64, November, pp. 060802-1–060802-20. ISSN 0003-6900.

№ 2 (44) / 2020 132 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

УДК 621.515 Исследования лопаточных диффузоров центробежных компрессоров численными методами

Е.П. Петухов1, Ю.Б. Галеркин1, А.Ф. Рекстин1*

1 Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, Российская Федерация, 195251, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д. 29 * E-mail: [email protected]

Ключевые слова: Тезисы. Описана новая методика математического моделирования течения газа в лопаточном диф- газодинамическое фузоре центробежной компрессорной ступени (виртуальная аэродинамическая труба), предна- проектирование, значенная для проведения массовых расчетов с изменяющимися геометрическими параметрами. моделирование Результаты массовых расчетов использованы для проектирования КПД ступени методом универ- турбулентного сального моделирования. течения газа, лопаточный диффузор Центробежные компрессоры используют в химической, металлургической, хо- центробежного лодильной, нефтегазовой промышленности и пр. Их единичная мощность достигает компрессора, нескольких десятков тысяч киловатт, а установленная мощность в РФ измеряется де- модель КПД сятками миллионов киловатт. Затраты энергии на привод компрессоров колоссальны. компрессорной ступени, С целью совершенствования процесса газодинамического проектирования раз- метод работана методика математического моделирования течения газа в лопаточном диф- универсального фузоре центробежной компрессорной ступени (виртуальная аэродинамическая тру- моделирования. ба) для проведения массовых расчетов с изменяющимися геометрическими парамет- рами. Результаты массовых расчетов использованы для создания модели КПД ступе- ни методом универсального моделирования.

Метод универсального моделирования Поскольку уравнения движения газа описываются неинтегрируемыми дифферен- циальными уравнениями 2-го порядка, практика газодинамического проектирования основана на разного рода математических моделях [1–6]. Общая задача моделей – рассчитать газодинамические характеристики компрессора с произвольной (не аб- сурдной) проточной частью. Это позволяет спроектировать компрессор, развиваю- щий нужное отношение давлений при заданном расходе. Из ряда вариантов проточ- ной части, обеспечивающих это условие, выбирается вариант с наименьшей потреб- ляемой мощностью, т.е. с наивысшим КПД. Метод универсального моделирования [7–10] решает задачу оптимального проектирования с помощью системы алгебраических уравнений с рядом эмпири- ческих коэффициентов, определяемых в процессе идентификации – сопоставления эмпирических и расчетных характеристик специальных модельных ступеней. Схема модельной ступени, состоящей из рабочего колеса (РК), лопаточного диффузора (ЛД) и обратно направляющего аппарата (ОНА), показана на рис. 1. Наиболее сложный вопрос математического моделирования – определе- ние КПД (η). В теории турбомашин принято рассчитывать потерю КПД в каждом из элементов проточной части и суммировать эти потери. Для ступени (см. рис. 1а):

η = 1 – ΔηРК – ΔηЛД – ΔηОНА, где ΔηРК, ΔηЛД, ΔηОНА – потери КПД в РК, ЛД, ОНА соот- ветственно. Автор одного из методов моделирования [5, 6] использует для идентифика- ции модели экспериментальные характеристики элементов ступени. Если поста- вить приемники давления в контрольных сечениях – например, в сечении 2′ меж- ду вращающимся колесом и диффузором (см. рис. 1а) – то характеристики можно измерить. Это так называемые поэлементные испытания ступени. Ю.Б. Галеркин

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 133

абв ɅȾ 4 5 į ɦɚɤɫ ɈɇȺ 4 3 ƍ 2 0 ɊɄ ƍ 3

2 3

1 r

r 4

Рис. 1. Схемы модельной ступени (а) и ЛД (б) с контрольными сечениями (показаны арабскими цифрами, которые далее используются в индексах соответствующих условных обозначений); межлопаточный канал ЛД (в):

r3, r4 – радиусы соответственно начала и конца лопаток;

δмакс – максимальная толщина лопатки

объясняет некоторую некорректность такого наиболее корректной методики проведения та- подхода к идентификации модели [7]. Течение ких испытаний. в лопаточных аппаратах компрессоров диф- фузорное и сопровождается отрывом потока. Аэродинамические характеристики ЛД Вихревые зоны, возникшие, например, в РК, В аэродинамической трубе [16] воздух пос- выходят в ЛД. В ЛД происходят потери смеше- тупает в плоскую прямую решетку профилей ния, в которых «виновато» РК. Но измеритель- из атмосферы под действием разрежения, соз- ные приборы, расположенные на границах ЛД, даваемого вентилятором. Поток на входе в ре- фиксируют вихревые потери колеса как потери шетку равномерный. Угол атаки определяется в диффузоре. Равным образом вихревые поте- углом установки решетки по отношению к оси ри ЛД относятся к потерям в ОНА. аэродинамической трубы. Из решетки поток По этой причине методом универсаль- поступает в прямую трубу. Измерение парамет- ного моделирования идентификация модели ров за решеткой производится на некотором выполняется именно по характеристикам сту- удалении, где поток выравнивается. При испы- пени в целом, а не по характеристикам отдель- тании прямой решетки за пределами решетки ных элементов. Однако известен опыт успеш- газ движется прямолинейно с постоянной ско- ного исследования безлопаточных диффузоров ростью. (БЛД) методами вычислительной газодинами- При аналогичном виртуальном испыта- ки, расчета и обобщения их газодинамических нии ЛД как изолированного элемента лопаточ- характеристик [11–14]. Эти характеристики ин- ной решетке должны предшествовать и за ней тегрированы в математическую модель КПД следовать каналы, на границах которых поток ступени вместо математической модели БЛД практически равномерный (см. рис. 1в). с эмпирическими коэффициентами. Лопаточная решетка ЛД ограничена сече- Целесообразно реализовать аналогичный ниями 3 и 4 (см. рис. 1аб). В реальной ступени подход и применительно к ЛД, для чего нуж- между выходом из РК и лопатками диффузора но рассчитать характеристики большого ко- есть небольшое безлопаточное пространство, личества диффузоров с разными параметрами которое целесообразно включить в испытуе- и описать характеристики аналитическими за- мый объект. При испытании круговой решет- висимостями для интеграции в математичес- ки ЛД перед решеткой и за ней поток цирку- кую модель ступени. ляционный, диффузорный. Это необходимо Следует сказать, что классическая теория учесть при формировании методики числен- близких по принципу действия осевых ком- ного эксперимента с круговой лопаточной ре- прессоров целиком построена на продувке ло- шеткой. паточных решеток в реальных аэродина мичес- Задача расчета (математического модели- ких трубах [15, 16]. Поэтому вычислительный рования) ЛД не отличается от моделирования эксперимент с ЛД можно назвать испытанием любого другого элемента проточной части. ЛД центробежных компрессорных ступе- На входе известны давление, температура, зна- ней в виртуальной аэродинамической трубе. чение и направление скорости потока. Задача Цель представленного исследования – поиск заключается в том, чтобы рассчитать эти же

№ 2 (44) / 2020 134 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Таблица 1 Газодинамические характеристики ЛД: с – абсолютная скорость потока, м/с; k – показатель адиабаты; m – массовый расход, кг/с; р – давление, Па; Т – температура, К; α – угол потока, град.; ρ – плотность, кг/м3; звездочкой сверху отмечены заторможенные параметры Параметр Сжимаемый поток Несжимаемый поток c  4 Замедление потока ɫɞ c2 p ln 4 p pp K 2 K 42 КПД ɞ k T ɞ.ɧɫɠ 0,5ɫɫ22U (1 ) ln 4 2 ɞ kT1 2 * p4 Коэффициент потери полного давления V * p2 То же или 1Kɞ ** * ɪɪ24 ɪ 2 2 Коэффициент потерь ]ɞ 2 ]ɞ 22 (1 V ) 1 ɫɞ 0,5ɫɫ22UU 0,5 2 Коэффициент восстановления [ɞɞɞ 1ɫ ]

Угол отставания потока на выходе 'D4 Dɥ44  D , где αл4 – выходной угол лопатки

¦dsinfcUD44 44 T параметры на выходе из элемента. В табл. 1 • T4ɫɪ – температура, приведены газодинамические характеристики m ЛД, используемые в практике расчетов и моде- соответствующая средней энтальпии; лирования. ¦dsinfcUD44 4ɪ 4 Перечисленные в табл. 1 коэффициенты • ɪ – среднее ста- 4ɫɪ m связаны между собой. Для расчета параметров потока на выходе из диффузора достаточно тическое давление;

располагать значениями двух любых коэф- * * ¦dsinfcUD44 4 p 4 фициентов. При любом инженерном мето- • p – среднее пол- 4ɫɪ m де проектирования основные размеры проточ- ной части определяются на основании средних ное давление; значений p, T и c. Результатом CFD1-расчета 2) для ЛД со средними типичными па- является поле параметров этих величин, кото- раметрами выполнены расчеты при разной рые необходимо корректно осреднить [17–20]. радиальной протяженности безлопаточного При отладке методики расчетного исследо- участка на выходе, т.е. при разном отношении

вания авторы использовали следующий поря- D5/D2 (диаметров сечений 5 и 2). В сечении 5 док измерения и обработки рассчитанных ве- рассчитано осредненное полное давление:

личин: * dsinfcUD p 1) по результатам CFD-расчета в сечении 4 p* ¦ 55 5 5. 5ɫɪ m определяются: 1 3 Расчетное исследование следует выполнять §·3 ¦dsinfcUD44 5 • c ¨¸ – скорость, при таком отношении D /D , когда полное дав- 4.ɫɪ ¨¸m 5 2 ©¹ ление перестает уменьшаться, т.е. заканчи- соответствующая среднему динамическому на- ваются потери смешения; пору, где f – площадь поверхности сечения; m – 3) коэффициент потери полного давле- массовый расход; ния, измеренный непосредственно за лопа-

* p4 точной решеткой, V24 * можно считать p1 отражением потерь трения ЛД. Аналогично 1 CFD (англ. computational fl uid dynamics) – вычислительная гидродинамика.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 135

коэффициент потери полного давления в без- числе лопаток z = 15 и критерии подобия лопаточном пространстве без трения на стен- Re = 243000 (число Рейнольдса). Расчеты сде- ланы с использованием сетки для одного меж- p* ках V 5 соответствует потерям смеше- лопаточного канала толщиной в один эле- 45 p* 4 мент (10 % высоты исходного канала) при ния, возникающим при отрыве потока в ЛД. их общем количестве 8016. В качестве замы-

Значение T4.ср сравнивается со статической тем- кающего соотношения для вязкого течения пературой, рассчитанной по формуле использовалась модель турбулентности k–ε

2 с масштабируемыми пристеночными функция- c TT * 4.ɫɪ . ми. Для ограничивающих поверхностей было 4 2010 установлено условие симметрии, что исклю- При заметном расхождении решается воп- чает их влияние и делает поток двухмерным. рос о том, по какой температуре считать КПД Структуру потока демонстрирует рис. 2 в со- диффузора. поставлении с экспериментальными данными. Расчеты течения выполняются в прог- Зоны отрыва на выпуклой поверхности ло- раммном комплексе Ansys CFX, где числен- паток диффузора, визуализированные напыле- но решается система стационарных уравнений нием красителя, при условном коэффициенте Навье – Стокса, осредненных по Рейнольдсу расхода Φ, приблизительно равном расчетному (RANS – англ. Reynolds-averaged Navier- значению, очень характерны для этого элемен- Stokes) [21, 22]. В качестве замыкающего соотно- та проточной части. Проблема в том, что в от- шения используется стандартная модель турбу- личие от решеток осевых компрессоров, где от- лентности2 k–ε. Поскольку рассматриваемые те- рыв потока на расчетном режиме недопустим, чения потока являются отрывными, сходимость при замедлении потока в ЛД даже на расчет- решения необходимо контролировать не столько ном режиме отрыв неизбежен. по значениям невязок неизвестных (10–4…10–6), Рис. 2б показывает, что отрыв потока сколько по установлению режима течения: мало- происходит на выпуклой поверхности, как му (0,1 %) изменению расходов во входном и вы- в обычном криволинейном колене. На первый ходном сечениях, осредненных скорости и тем- взгляд это кажется парадоксальным, так как пературы в выходном сечении на протяжении на выпуклой поверхности давление больше, нескольких десятков итераций. чем на вогнутой поверхности на том же радиу- се. Общеизвестно, что в РК образование сле- Сопоставление двух- и трехмерного да – аналога отрыва потока – всегда происходит расчетов на поверхности разрежения, на задней поверх- При продувке плоских прямых решеток осе- ности лопаток. В ЛД ситуация противополож- вых компрессоров в аэродинамических трубах ная. Это объясняется [7] тем, что в направле- основные эксперименты выполняются в двух- нии нормали к поверхности лопаток выпуклая мерной постановке. Параметры потока изме- поверхность есть поверхность разрежения. ряются в плоскости, проходящей посереди- Показано [1], что отрыв потока в ЛД на вы- не высоты лопаток, где влияние ограничиваю- пуклой передней поверхности минимизирует щих высоту лопаток поверхностей считается вихревые потери, так как скорость в точке от- незначительным. Определяются профильные рыва много меньше скорости потока на том потери, для расчета которых предложены ана- же радиусе на задней поверхности. литические зависимости. Для расчета потерь Схема течения с неприемлемостью отрыва на ограничивающих поверхностях проводятся потока на задней поверхности лопаток ЛД ма- отдельные эксперименты и существуют от- тематически описана методом универсального дельные зависимости [7, 16]. моделирования [7]. Пример влияния угла изог- Возможность аналогичной продувки ЛД нутости лопаток ЛД на КПД ступени, опреде- в виртуальной аэродинамической трубе ис- ленного методом универсального моделирова-

следована для ЛД размерами D2 = 350 мм, ния, приведен на рис. 3.

D5 = 875 мм при входном угле α2 = αл3 = 15°, При увеличении угла поворота потока за счет большей изогнутости лопаток КПД рас- 2 Здесь k – кинетическая энергия турбулентности, тет до тех пор, пока выпуклой не становится ε – скорость диссипации кинетической энергии турбулентности. задняя поверхность. При этом точка отрыва

№ 2 (44) / 2020 136 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

а б

Рис. 2. Структура двухмерного (скорость) потока в ЛД согласно двухмерному CFD-расчету (а) и экспериментальной визуализации (б [1])

Ș 0,88

0,86

0,84

0,82

0,80 5 15253545

Į4±Į3ɝɪɚɞ Рис. 4. Структура потока на средней Рис. 3. КПД ступени в зависимости по высоте лопаток поверхности тока в ЛД от угла поворота потока в ЛД по трехмерному CFD-расчету с трением на ограничивающих поверхностях:

D2 = 350 мм; D5 = 875 мм;

входной угол α2 = αл3 = 15°; z = 15; Re = 243000; сетка: 256512 элементов; модель турбулентности k–ε

перемещается туда – в область высоких скорос- в реальном диффузоре. Испытания ЛД в вир- тей. Неэффективность ЛД с выпуклой задней туальной аэродинамической трубе сделаны поверхностью проверена экспериментально. в трехмерной постановке. Соответственно, Таким образом, при моделировании прин- задано условие прилипания газа к ограни- ципиально важно получить соответствие экс- чивающим поверхностям между сечениями периментально установленному характеру от- 2 и 4 (фактически максимально близко к ука- рыва потока. Но расчет без влияния стенок занным сечениям с целью повышения каче- выявил принципиально иную картину (рис. 4). ства сетки). На стенках между сечениями 1 В этом случае картина течения соответст- и 2 и между секциями 4 и 5 трения на ограни- вует визуализированной картине течения чивающих поверхностях нет.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 137

Положение конечного сечения 5 Даже при таком большом расстоянии от ло-

Для диффузора размерами D1 = 350 мм паточной решетки поток полностью не вырав- и b = 21 мм (ширина диффузора) при началь- нивается. Но инженерный подход к расчету ных условиях p* = 1 атм, T * = 288 К, разме- этого и не требует. Расчеты показывают, что ре сетки одного канала ~260000 ячеек и моде- практически потери давления прекращаются

ли турбулентности k–ε сделаны расчеты при при D5/D2 = 2,5. При этом отношении рекомен-

D5/D2  {2; 2,5; 3}. Цель – определить, на ка- довано делать расчетные эксперименты с ЛД. ком расстоянии от лопаточной решетки закан- чиваются потери смешения и поток выравни- Положение начального сечения вается. При физических и расчетных экспериментах На рис. 5 показаны поле скоростей с прямыми решетками вопрос положения на- на средней по высоте лопаток поверхности чального сечения не имеет существенного зна- тока и изотахи в сечении 5 при максимальном чения. Идеальным было бы считать начальным

соотношении D5/D2 = 3. расчетным сечение 2, где в реальной ступени поток поступает в диффузор из РК. Для этого надо убедиться в том, что возмущение от ло- паток, распространяющееся вниз по потоку, не слишком велико. На рис. 6 показаны поля скоростей пе- а ред лопатками диффузора в сечениях 1 (см. а), ɫɦɫ 2′ (посередине между 1 и 2) (см. б) и 2 для слу-

чая D1 = 0,8D2 (см. в). Видно, что вносимое ими возмущение распространяется вниз по по- току и ослабевает достаточно быстро. В сече- нии 1 поток практически равномерный, в се- чении 2 значение скорости меняется не бо- лее чем на 3,4 %. В случае совмещения сече- ний 1 и 2 неравномерность потока значительно выше и составляет 6,9 % (см. рис. 6г). б В этом случае принципиально важно ɫ ɦɫ 5 выяснить, как положение начального сечения влияет на газодинамические характеристики.

32,885 33,294 33,703 34,111 34,520 34,929 35,338 35,746 36,155 36,564 36,973 На рис. 7 приведены характеристики КПД при Рис. 5. Поле скоростей на срединной разных положениях начального сечения. поверхности (а) и в выходном сечении В большей части диапазона угла атаки i от-

при D5/D2 = 3 (б). Сектор соответствует личие значений η составляет не более 3,5 % одному межлопаточному каналу (максимальная разница при i = 4,5°). Вызывают

а б

ɫ1ɦɫ ɫƍɦɫ 169,255 169,334 169,413 169,492 169,571 169,650 169,729 169,808 169,887 169,966 170,045 150,010 150,134 150,257 150,381 150,504 150,628 150,751 150,875 150,998 151,122 151,245

в г

ɫ2ɦɫ ɫ1–2ɦɫ 163,788 164,994 166,200 167,406 168,612 169,818 171,024 172,230 173,436 174,641 175,847 137,711 133,081 133,544 134,007 134,470 134,933 135,396 135,859 136,322 136,785 137,248 Рис. 6. Поля скоростей в сечениях 1 (а), 2′ (б), 2 (в) и при совмещении сечений 1 и 2 (г)

№ 2 (44) / 2020 138 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

вопрос сильные различия КПД при i > –4°. модификация предполагает более аккурат- Представляется более корректным начинать ный способ описания пристеночных погранич-

расчет с сечением D1 = 0,8D2. ных слоев. Это позволяет сравнить ее с наибо- лее совершенной среди двухпараметрических Исследование сеточной зависимости моделей, а именно k–ω SST, которая является решения комбинацией моделей k–ε и k–ω, сочетающей Для исследования сеточной зависимости ре- их лучшие качества. шения были построены две сетки для одно- На рис. 9 приведены характеристики диф- го межлопаточного канала ЛД, состоящие фузора в зависимости от модели турбулентно- из 256512 (грубая) и 843136 (подробная) эле- сти. При использовании модели SST расчетное ментов. На основе грубой сетки построены мо- значение КПД получается меньше, чем при ис- дели одного и 15 секторов. Для всех сеточных пользовании модели k–ε. Вблизи проектного моделей проведены одинаковые серии расчетов значения угла атаки значения η отличаются с разными значениями i = –6°...+7,5°, увеличи- не более чем на 0,5 %, а в сторону увеличе- вающимися с шагом в 1,5°. ния i до 9° – не более чем на 2,5 %. При край- На рис. 8 приведены характеристики диф- них значениях i расхождение увеличивается фузора в зависимости от примененной сет- до 10 %. ки. В большей части диапазона изменения i, Стоит отметить худшую устойчивость ре- а именно от –6° до 3°, значения η отличаются шения в случае использования модели k–ω SST не более чем на 1,5 %. При крайних значе- при увеличении зоны отрыва. Поэтому для ниях входного угла отличия более существен- массовых расчетов будет использоваться мо- ные в силу меньшей устойчивости решения. дель турбулентности k–ε. Близость результатов дает возможность ис- пользовать в массовых расчетах умеренно под- Проблемы неравномерности потока робные сетки одного межлопаточного канала. в сечении 4 Для расчета энергетических характеристик ЛД Влияние модели турбулентности необходимо осреднять скорости неравномер- Рассмотрены две двухпараметрические мо- ного потока по их 3-й степени [1]. П рограмма дели: k–ε с масштабируемыми пристеночны- ANSYS CFX предоставляет возможность ми функциями и k–ω SST (англ. shear stress осреднения только по площади (1-я степень transport). Первая модель широко применяется скорости) или по массовому расходу (2-я сте- в инженерной практике уже более 40 лет [23]. пень скорости). При использовании этих двух В отличие от ст андартной модели данная способов осреднения в сечении 4 на выходе Ș 0,9 Ș 0,9

0,8 0,8

0,7 0,7

0,6 0,6 ɫɟɤɬɨɪɝɪɭɛɚɹɫɟɬɤɚ

D1/D2  ɫɟɤɬɨɪɨɜɝɪɭɛɚɹɫɟɬɤɚ

D1/D2  ɫɟɤɬɨɪɩɨɞɪɨɛɧɚɹɫɟɬɤɚ 0,5 0,5 –6–4–202468 –6–4–202468 ɍɝɨɥɚɬɚɤɢiɝɪɚɞ iɝɪɚɞ Рис. 7. Характеристика КПД диффузора Рис. 8. Влияние типа или разрешения сетки при разных положениях начального сечения на характеристику диффузора

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 139

Ș 0,9 ɫɦɫ

0,8

0,7

0,6

0,5 Ɇɨɞɟɥɶ k௅İ Рис. 10. Линии тока в ЛД SST с прямыми лопатками: 0,4 –6–4–202468 αл3 = 15°, αл4 = 45°, z = 22, i3 = 0° iɝɪɚɞ Рис. 9. Характеристика диффузора

Таблица 2 Параметры потока в сечениях за ЛД при двух способах осреднения Сечение 4 Сечение 5 осреднение осреднение Параметр осреднение осреднение по массовому по массовому по площади по площади расходу расходу c, м/с 45,285 36,091 24,615 24,533 α, град. 38,35 33,67 30,913 31,000

Радиальная компонента скорости cr, м/с 28,037 21,894 12,578 12,569

Окружная компонента скорости cu, м/с 35,483 28,323 21,137 21,047

Выходной угол потока α = arctg cr /cu, град. 38,314 37,7 30,75 30,84

* из ЛД с развитыми низкоэнергетическими зо- области p5 после выравнивания потока в без- нами значения параметров сильно разнятся. лопаточном пространстве с невязкими стенка- На рис. 10 показаны линии тока в ЛД с прямы- ми отражает полные потери в ЛД – потери тре- ми лопатками. ния и смешения (отрыва, вихреобразования);

В табл. 2 представлены параметры пото- • угол отставания Δα4 = αл4 – α5; в связи ка в сечении 4 на выходе из ЛД и в сечении 5, с неопределенностью значения угла выхода по-

т.е. в конце расчетной области. D5/D4 = 1,667. тока в сечении 4 при разных способах осред- Различия и нелогичность значений пара- нения углом выхода потока из ЛД считается

метров, рассчитанных в сечении 4, заставляют угол α5 на основании того, что в безлопаточном отказаться от их использования при представ- пространстве постоянной ширины с невязкими лении результатов расчетного исследования. стенками при практически несжимаемом пото-

Например, значение α4 = arctg cr4/cu4 > αл4 про- ке траекторией течения потока является лога- тиворечит сути рабочего процесса и не соот- рифмическая спираль;

ветствует структуре течения, показанной выше • угол поворота потока ε = α5 – α3; (см. рис. 10). • скорость на выходе из ЛД, определенная Для обработки результатов использованы исходя из законов движения невязкого несжи- следующие параметры, определенные в сече- D нии 5 с равномерной структурой потока: маемого газа, cc 5 ; 45D • коэффициент потери полного давления 4

* ɪ5 V * , где полное давление в конце расчетной ɪ2

№ 2 (44) / 2020 140 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

• статическая температура на выходе *** из ЛД Методика расчета и оптимизации газоди- 2 намических характеристик лопаточных диффу- §·D5 ¨¸c5 зоров центробежных компрессоров разработа- * ©¹D4 TT  , на для использования в составе метода универ- 41 2C p сального проектирования на базе результатов

где Сp – изобарная теплоемкость; численных экспериментов и включает в себя • статическое давление на выходе из ЛД следующие рекомендации: k 1 k • положение входного сечения выбирается * §·T4 pp45 ¨¸; при D1 = 0,8D2; T * ©¹1 • положение выходного сечения должно

• статическая температура в сечении 2 соответствовать соотношению D5/D2 = 2,5; по результатам CFD-расчета; • для расчетов отрывного течения тре- • статическое давление в сечении 2 по ре- буется сетка с хорошим качеством и достаточ- зультатам CFD-расчета. ной разрешающей способностью; • используются модель турбулентности k–ε и параметры потока в выходном сечении.

Список литературы 1. Селезнев К.П. Центробежные компрессоры / publication/281965890_Modern_State_of_the_ К.П. Селезнев, Ю.Б. Галеркин. – Universal_Modeling_for_Centrifugal_Compressors Л.: Машиностроение, 1982. – 271 с. 9. Солдатова К.В. Создание новой 2. Хисамеев И.Г. Проектирование и эксплуатация математической модели проточной части промышленных центробежных компрессоров: центробежных компрессоров и базы учеб. пособие / И.Г. Хисамеев, В.А. Максимов, данных модельных ступеней: дис. … д.т.н. / Г.С. Баткис и др. – 2-е изд., испр. и дополн. – К.В. Солдатова. – СПб., 2017. – 357 с. Казань: ФЭН, 2012. – 671 с. 10. Soldatova K. The application of mathematical 3. Лунев А.Т. Структура метода проектирования models for industrial centrifugal compressor и испытания проточной части нагнетателей optimal design / K. Soldatova // ICCMS 2018: для перекачивания природного газа / 10th International Conference on Computer А.Т. Лунев // Компрессорная техника Modeling and Simulation. – Sydney, Australia, и пневматика. – 2001. – № 10. – С. 4–7. 2018. – Paper ID: 008. 4. Лунев А.Т. Разработка высокоэффективных 11. Галеркин Ю.Б. Совершенствование методов сменных проточных частей центробежных расчета безлопаточных диффузоров компрессоров газоперекачивающих агрегатов: центробежных компрессорных ступеней дис. … к.т.н. – Казань, 2005. – 123 с. на основе вычислите льных экспериментов. Ч. 1 / Ю.Б. Галеркин, О.А. Соловьёва // 5. Japikse D. Radial stages with non-uniform Компрессорная техника и пневматика. – 2014. – pressures at diffuser inlet / D. Japikse, № 3. – С. 35–41. E.M. Krivitzky // Proc. of the ASME Turbo Expo, Seoul; South Korea; 13–17 June 2016. – 12. Галеркин Ю.Б. Совершенствование методов Т. 2D-2016. – DOI: 10.1115/GT2016-57956. расчета безлопаточных диффузоров центробежных компрессорных ступеней 6. Japikse D. Turbomachinery design with an agile на основе вычислительных экспериментов. engineering system / D. Japikse // JSME Fluid Ч. 2 / Ю.Б. Галеркин, О.А. Соловьёва // Engineering conference, Osaka, September 19–20, Компрессорная техника и пневматика. – 2014. – 2003. № 4. – С. 15–21. 7. Галеркин Ю.Б. Турбокомпрессоры / 13. Rekstin A.F. Two mathematical models centrifugal Ю.Б. Галеркин. – СПб: КХТ, 2010. – 650 с. compressor stage vaneless diffuser comparison / 8. Galerkin Y. Modern state of the universal modeling A.F. Rekstin, A.A. Drozdov, O.A. Solovyeva, for centrifugal compressors / Y. Galerkin, et al. // AIP Conference Proceedings 2007. – K. Soldatova, A. Drozdov // International Journal 2018. – С. 030–035. – https://doi.org/ of Mechanical, Aerospace, Industrial, Mechatronic 10.1063/1.5051896 and Manufacturing Engineering. – 2015. – Т. 9. – № 1. – С. 150–156. – https://www.researchgate.net/

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 141

14. Galerkin Y. Flow behavior and performances 18. Harley P. Experimental and numerical of centrifugal compressor stage vaneless diffusers / benchmarking of an improved meanline modelling Y. Gal erkin, O. Solovieva // International Journal method for automotive turbocharger centrifugal of Mechanical, Aerospace, Industrial, Mechatronic compressors / P. Harley, S. Spence, D. Filsinger, and Manufacturing Engineering. – 2015. – Т. 9. – et al. // Proc. of ASME Turbo Expo 2015: № 1. – С. 128–133. – https://www.researchgate.net/ Turbine Technical Conference and Exposition publication/281965967_Flow_Behavior_and_ GT2015, June 15–19, 2015, Montréal, Canada. – Performances_of_Centrifugal_Compressor_Stage_ DOI:10.1115/GT20 15-42175. Vaneless_Diffusers 19. Elfert M. Experimental and numerical 15. П одобуев Ю.С. Теория и расчет осевых verifi cation of an optimization of a fast rotating и центробежных компрессоров / high performance radial compressor impeller / Ю.С. Подобуев, К.П. Селезнев. – М.-Л.: M. Elfert, A. Weber, D. Wittrock, et al. // Машгиз, 1957. – 390 с. Proc. of ASME Turbo Expo 2016, June 13–17, 2016, Seoul, South Korea. – GT2016-56546. 16. Комаров А.П. Исследование плоских компрессорных решеток / А.П. Комаров // 20. Xinqian Z. Criteria for the matching of in let and Лопаточные машины и струйные аппараты: outlet distortions in centrifugal compressors / сб. статей. – М.: Машиностроение, 1967. – Z. Xinqian, Z. Meijie // Applied Thermal Вып. 2. – С. 67–110. Engineering. – 2018. – Т. 131. – С. 933–946. 17. Harley P. Meanline modeling of inlet 21. Meduri U.K. CFD analysis of centrifugal recirculation in au tomotive turbocharger compressor stage range extension using internal centrifugal compressors / P. Harley, S. Spence, fl ow recirculation / U.K. Meduri, K. Selvam, D. Filsinger, et al. // Journal of Turbomachinery. – G. Nawrocki // Proc. of ASME Turbo Expo 2015. – Т. 137. – № 1. – Статья № 011007. – 2015, June 15–19, 2015, Montréal, Canada. – DOI: 10.1115/1.4028247. DOI: 10.1115/GT2015-42592. 22. Wilcox D.C. Turbulence modeling for CFD / D.C. Wilcox. – 3rd ed. – La Canada, CA: DCW Industries, Inc., 2006.

Studying vanned diffusors for centrifugal compressors by means of numerical simulation

Ye.P. Petukhov1, Yu.B. Galerkin1, A.F. Rekstin1*

1 Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University, Bld. 29, Polytekhn icheskaya street, St. Petersburg, 195251, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. This paper describes a new technique for mathematical simulation of gas fl ows in a vanned diffusor of a centrifugal compressor stage (a virtual wined tunnel). The named procedure is aimed at mass computations with varying geometric parameters. The acquired results have been used for designing performance factor of a compressor stage using a method of universal mod elling.

Keywords: gas-dynamic design, simulation of turbulent gas fl ows, vanned diffusor of a centrifugal compressor, effi ciency factor of a compressor stage, universal modelling method.

References 1. SELEZNEV, K.P., Yu.B. GALERKIN. Centrifugal compre ssors [Tsentrobezhnyye kompressory]. Leningrad: Mashinostroyeniye, 1982. (Russ.). 2. KHISAMEYEV, I.G., V.A. MAKSIMOV, G.S. BATKIS, et al. Design and operation of industrial centrifugal compressors [Proyektirovaniye i ekspluatatsiya promyshlennykh tsentrobezhnykh kompressorov]: study guide. 2nd ed., revised. Kazan, Russia: FEN, 2012. (Russ.). 3. LUNEV, A.T. Structure of a method for designing and testing fl ow channels of pressurizers aimed at pumping natural gas [Struktura metoda proyektirovaniya i ispytaniya protochnoy chasti nagnetateley dlya perekachivaniya prirodnogo gaza]. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2001, no. 10, pp. 4–7. ISSN 2413-3035. (Russ). 4. LUNEV, A.T. Creation of high-effi cient removable fl ow channels for centrifugal compressors of gas transmittal units [Razrabotka vysokoeffektivnykh smennykh protochnykh chastey tsentrobezhnykh kompressorov gazoperekachivayushchikh agregatov]. Candidate thesis (engineering). Kazan, Russia, 2005. (Russ.). 5. JAPIKSE, D., E.M. Krivitzky. Radial stages with non-uniform pressures at diffuser inlet. In: Proc. of the ASME Turbo Expo, Seoul; South Korea, 13–17 June 2016, vol. 2D-2016. DOI: 10.1115/GT2016-57956.

№ 2 (44) / 2020 142 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

6. JAPIKSE, D. Turbomachinery design with an agile engineering system. In: JSME Fluid Engineering conference, Osaka, September 19–20, 2003. 7. GALERKIN, Yu.B. Turbine compressors [Turbokompressory]. St. Petersburg: KKhT, 2010. (Russ.). 8. GALERKIN, Y., K. SOLDATOVA, A. DROZDOV. Modern state of the universal modeling for centrifugal compressors. International Journal of Mechanical, Aerospace, Indu strial, Mechatronic and Manufacturing Engineering, 2015, vol. 9, no. 1, pp. 150–156. Available from: – https://www.researchgate.net/ publication/281965890_Modern_State_of_the_Universal_Modeling_for_Centrifugal_Compressors 9. SOLDATOVA, K.V. Creation of a new mathematical model for fl ow channels of centrifugal compressors and a data base of pattern cascades [Sozdaniye novoy matematicheskoy modeli protochnoy chasti tsentrobezhnykh kompressorov i bazy dannykh model nykh stupeney]. Dr. thesis (engineering). Kazan National Research Technological University. St. Petersburg, 2017. (Russ.). 10. SOLDATOVA, K. The application of mathematical models for industrial centrifugal compressor optimal design. In: ICCMS 2018: 10t h International Conference on Computer Modeling and Simulation, Sydney, Australia, 2018, paper ID: 008. 11. GALERKIN, Yu.B., O.A. SOLOVYEVA. Perfection of methods for designing vaneless diffusors of centrifugal compressor stages using computing experiments [Sovershenstvovaniye metodov rascheta bezlopatochnykh diffuzorov tsentrobezhnykh kompressornykh stupeney na osnove vychislitelnykh eksperimentov]. Pt. 1. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2014, no. 3, pp. 35–41. ISSN 2413-3035. (Russ.). 12. GALERKIN, Yu.B., O.A. SOLOVYEVA. Perfection of methods for designing vaneless diffusors of centrifugal compressor stages using computing experiments [Sovershenstvovaniye metodov rascheta bezlopatochnykh diffuzorov tsentrobezhnykh kompressornykh stupeney na osnove vychislitelnykh eksperimentov]. Pt. 2. Kompressornaya Tekhnika i Pnevmatika, 2014, no. 4, pp. 15–21. ISSN 2413-3035. (Russ.). 13. REKSTIN, A.F., A.A. DROZDOV, O.A. SOLOVYEVA, et al. Two mathematical models centrifugal compressor stage vaneless diffuser comparison. In: AIP Conference Proceedings 2007, 2018, pp. 030–035. Available from: https://doi.org/10.1063/1.5051896 14. GALERKIN, Y., O. SOLOVIEVA. Flow behavior and performances of centrifugal compressor stage vaneless diffusers. International Journal of Mechanical, Aerospace, Industrial, Mechatronic and Manufacturing Engineering, 2015, vol. 9, no. 1, pp. 128–133. Available from: https://www.researchgate.net/ publication/281965967_Flow_Behavior_and_Performances_of_Centrifugal_Compressor_Stage_Vaneless_ Diffusers 15. PODOBUYEV, Yu.S., K.P. SELEZNEV. Theory and design of axial-fl ow and centrifugal compressors [Teoriya i raschet osevykh i tsentrobezhnykh kompressorov]. Moscow-Leningrad: Mashgiz, 1957. (Russ.). 16. KOMAROV, A.P. Examination of planar compressor cascades [Issledovaniye ploskikh kompressornykh reshetok]. In: Impeller machines and jet apparatuses [Lopatochnyye mashiny i struynyye apparaty]: collected papers. Moscow: Mashinostroyeniye, 1967, is. 2, pp. 67–110. (Russ.). 17. HARLEY, P., S. SPENCE, D. FILSINGER, et al. Meanline modeling of inlet recirculation in automotive turbocharger centrifugal compressors. Journal of Turbomachinery, 2015, vol. 137, no. 1, paper no. 011007. ISSN 0889-504X. DOI: 10.1115/1.4028247. 18. HARLEY, P., S. SPENCE, D. FILSINGER, et al. Experimental and numerical benchmarking of an improved meanline modelling method for automotive turbocharger centrifugal compressors. In: Proc. of ASME Turbo Expo 2015, June 15–19, 2015, Montréal, Canada. DOI:10.1115/GT2015-42175. 19. ELFERT, M., A. WEBER, D. WITTROCK, et al. Experimental and numerical verifi cation of an optimization of a fast rotating high performance radial compressor impeller. In: Proc. of ASME Turbo Expo 2016, June 13–17, 2016, Seoul, South Korea, GT2016-56546. 20. XINQIAN, Z., Z. MEIJIE. Criteria for the matching of inlet and outlet distortions in centrifugal compressors. Applied Thermal Engineering, 2018, vol. 131, pp. 933–946. ISSN 1359-4311. 21. MEDURI, U.K., K. SELVAM, G. NAWROCKI. CFD analysis of centrifugal compressor stage range extension using internal fl ow recirculation. In: Proc. of ASME Turbo Expo 2015, June 15–19, 2015, Montréal, Canada. DOI: 10.1115/GT2015-42592. 22. WILCOX, D.C. Turbulence modeling for CFD. 3rd ed. La Canada, CA: DCW Industries, Inc., 2006.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 143

УДК 669.01 Расчетное определение свойств легированных сталей на основе моделирования технологических процессов

А.С. Куркин

Московский государственный технический университет им. Н.Э. Баумана, Российская Федерация, 105005, г. Москва, 2-я Бауманская ул., д. 5, стр. 1 E-mail: [email protected]

Тезисы. Представлена методика определения свойств материала на основе моделирования струк- Ключевые слова: турных превращений при изготовлении конструкции. Обосновано применение твердости в качестве сварная объективного и воспроизводимого параметра, связывающего механические свойства легированной конструкция, стали с ее химическим и фазовым составами. Приведены регрессионные модели для расчета твер- свойства дости фазовых компонентов по химическому составу. Предложены процедура моделирования фа- легированной зовых превращений стали при заданном термическом цикле и способы определения необходимых стали, для этого параметров по опубликованным диаграммам структурных превращений различных ма- моделирование рок сталей. фазовых превращений стали, Свойства материала в различных зонах сварной конструкции определяются хи- твердость стали, бейнит, мическим составом и технологической наследственностью этих зон. Причем, как феррито-перлит, правило, изменения термомеханического воздействия на металл в процессе изготов- диаграмма распада ления конструкции сильнее влияют на его важнейшие свойства, чем изменения хими- аустенита. ческого состава (на этом, в частности, базируется использование марок стали с дос- таточно значительной вариацией легирования в пределах марки). В зоне термическо- го влияния сварного шва могут возникать прослойки, свойства металла в которых отличаются на десятки процентов от свойств основного металла. Как правило, эти изменения свойств оказывают негативное воздействие на качество всей конструкции. Однако их можно использовать с целью улучшения необходимых свойств материала без дорогостоящего легирования. Для такого направленного воздействия необходимы надежные средства моделирования протекающих в материале физических процессов. Научные основы моделирования структурных превращений металлов были за- ложены в середине XX в. в работах академика Колмогорова и ряда западных уче- ных [1–4]. Однако до настоящего времени задача расчетного прогнозирования свойств материала по его химическому составу и истории технологического воздей- ствия далека от практического решения. Отчасти это можно объяснить ограниченны- ми возможностями регулирования такого воздействия. При литье, сварке, прокатке технологам приходится решать комплекс сложных задач, и получение требуемых свойств металла – лишь одна из них. Поэтому все нежелательные результаты технологического процесса часто пытаются исправить последующей термической обработкой. Однако в случае толстостенных массивных деталей ее возможности весьма ограничены. Управлять термическим циклом и про- цессами превращений удается лишь в небольшом поверхностном слое такой детали. Ситуация меняется по мере появления новых аддитивных технологий. Их пер- вым представителем можно считать многослойную сварку, а современным вариан- том – 3D печать. Когда вся масса материала образуется путем добавления небольших слоев, возникает возможность направленного воздействия на свойства материала в каждом слое. Но для этого средства моделирования процессов должны быть выве- дены на новый уровень. Далее в статье показано развитие компьютерных методов определения свойств материала по его химическому составу и технологической наследственности.

№ 2 (44) / 2020 144 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Корреляция твердости со структурным что существуют две структуры: мартенситная составом стали и феррито-перлитная, каждая из которых об- Одной из проблем при обработке результатов ладает вполне определенным комплексом ме- экспериментальных исследований является от- ханических свойств (в частности, твердостью). сутствие надежных средств количественной Изменение твердости при охлаждении оценки структурного состава. Как правило, реги- с различными скоростями связано с измене- стрируют косвенные параметры (плотность, маг- нием процентного содержания этих структур. нитные свойства, тепловые эффекты), связь ко- У некоторых сталей на диаграмме изменения торых со структурой материала не является од- HV (см. рис. 1) видна дополнительная гори-

нозначной. Особенности применяемой регист- зонтальная площадка tБF < t8/5 < tФПS, соответст- рирующей аппаратуры и случайные факторы су- вующая твердости третьей структуры – бейни-

щественно влияют на получаемые результаты. та (Б): HV = HVБ. Такая явная площадка наб- Анализ диаграмм структурных превра- людается только у тех сталей, в отношении ко- щений стали показывает, что именно твер- торых при непрерывном охлаждении возможно дость является наиболее надежным и объ- получение чисто бейнитной структуры с малым ективным параметром, однозначно связан- содержанием мартенсита, феррито-перлита ным со структурным составом. На рис. 1 вид- и остаточного аустенита (А). Между площад- но, что твердость (HV) стали существенно за- ками имеются переходные области, где при- висит от скорости охлаждения, которую мож- сутствуют две или три структуры. В интервале

но рассчитать по времени охлаждения. В дан- tБS < t8/5 < tБF (см. рис. 1) содержание бейнитной ном случае на диаграмме (см. рис. 1) это пара- структуры возрастает от 1 до 99 %. Аналогично

метр t8/5 – время охлаждения в интервале тем- в интервале tФПS < t8/5 < tФПF увеличивается со- ператур от 800 до 500 °С. Однако при наибо- держание феррито-перлитной структуры.

лее высоких скоростях охлаждения (t8/5< tБS, Металловеды часто различают нес- см. рис. 1), когда в структурном составе пре- колько разновидностей мартенситных, бей- обладает мартенсит (М), твердость остается нитных и других структур, однако такой под-

постоянной: HV = HVМ. Так же постоянна ход является неконструктивным при раз- твердость при низких скоростях охлаждения работке методики расчетного определения

t8/5 > tФПF, см. рис. 1, обеспечивающих преоб- механических свойств легированной стали. ладание феррито-перлитной структуры (ФП): Для определения твердости бейнитной струк-

HV = HVФП. Из этого можно сделать вывод, туры можно воспользоваться диаграммами

800 HV

700 ƒɋ

T Ɏɉ 600 Ɇ Ȼ 500 HVɆ 400 Ɇ Ȼ HVȻ 300 Ɏɉ

200 HVɎ

100

0 –1 0 1 2 3 10 10 tȻS 10 tȻF tɎɉS 10 tɎɉF 10 t8/5ɫ Рис. 1. Структурные превращения и твердость стали 26Г2С при различных скоростях охлаждения* [5]: T ‒ температура

* На рис. 1 и далее в статье подстрочными индексами М, ФП, Б, А маркированы параметры, отвечающие соответствующим структурам (см. выше).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 145

900 Ac3 ƒɋ Ɍ 800 Ac1e Ɏ 70 Ac 700 68 1b Ⱥ 12 70 30 ɉ 30 600 47 62 Ȼ ɇɚɱɚɥɨɩɪɟɜɪɚɳɟɧɢɹ 500 ɮɟɪɪɢɬɧɨɝɨ 38 28 2 12 53 ɛɟɣɧɢɬɧɨɝɨ 400 86 50 86 96 ɦɚɪɬɟɧɫɢɬɧɨɝɨ Ɇ 98 300

200

100 HV 500 500 465 335 270 255 230 220 200 170 165 150 125 0 10–1 100 101 102 103 104 105 106 tɫ Рис. 2. Структурные превращения стали 20ГСМ при непрерывном охлаждении [6]: t – время охлаждения

600 распада аустенита при непрерывном охлаж- HV дении (рис. 2). Каждая из ниспадающих кри- 500 вых показывает термический цикл охлажде- HVɆ ния одного образца и заканчивается указа- 400 нием на его итоговую твердость (см. значе- ния HV в кружочке). Числа на пересечениях кривых термического цикла с линиями тем- 300 HV пературы начала следующего превращения Ȼ показывают итоговый процент предыдущей 200 HV структуры в составе данного образца. Ɏɉ На диаграмме зависимости твердости ис- 100 пытанных образцов от процентного содержа-

ния бейнитной структуры (pБ) эксперименталь- 0 ные точки выстраиваются вдоль двух прямых 0 20 40 60 80 100 pȻ, % линий, пересекающихся при pБ = 100 % (рис. 3). Точка пересечения дает значение твердости Рис. 3. Соотношение фазового состава бейнитной структуры, а линии показывают из- и твердости стали 20ГСМ менение твердости при переходе от мартенси- та к бейниту и от бейнита к феррито-перлиту. зависимость твердости по Виккерсу от хими- В общем случае твердость можно рассчитать ческого состава: по формуле

HVФП = 100 + 301С + 20Mn + 25Si –

HV = pФПHVФП + pБHVБ + pМHVМ + pАHVА, (1) – 41Mo + 57Al – 24Cu + 35V + 176Ti – 6W, (2)

где p – процентное содержание фазы; суммар- HVБ = 167 + 214С + 48Si + 35Cr + 28Ni +

ная концентрация всех фаз pФП + pБ + pМ + pА = 1. + 133V + 105Al + 274Nb, (3) В случае наличия в составе стали толь- 2 ко двух фаз (ФП + Б или Б + М) эта же фор- HVМ = 262 + 977С – 301C + 26Si + мула (1) позволяет однозначно рассчитать фа- + 9 Ni + 24Mo + 8W. (4) зовый состав по твердости. Для этого необ- ходимо знать твердость фазовых компонен- Формулы (2)–(4) получены по результа- тов. Регрессионный анализ данных из атла- там обработки данных более 250 марок ста- сов [5–9] позволил получить для каждой фазы лей с коэффициентами корреляции 0,93; 0,91

№ 2 (44) / 2020 146 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

и 0,97 и стандартными отклонениями 16HV, В начале каждого шага следует рассчитать

25HV и 33HV. Стали имели пределы леги- время t0, необходимое для получения исходно-

рования, %: 0,01 < С < 0,5; Si < 1; Mn < 2; го количества фазы p0 при температуре данно-

Cr < 5; Ni < 5; Mo < 1; V < 1; Nb < 0,3; Al < 1; го шага. Значение t0 можно найти из уравне- Cu < 1; Ti < 0,2; W < 4 (суммарное содер- ний (5) или (6), подставив в них значения пара-

жание легирующих элементов не превыша- метров n и v и p0 вместо p. Зная Δt, можно рас-

ло 7 %). В каждую формулу вошли только считать время конца шага t1 = t0 + Δt и, подста- те из перечисленных легирующих элементов, вив его в уравнение (5) или (6), получить долю

содержание которых оказывает существенное новой фазы p1 в конце шага. влияние на твердость фазы. Результаты рас- чета твердости по формулам (2)–(4) показаны Определение параметров превращения

квадратными точками на рис. 3: HVФП = 161; по изотермической диаграмме

HVБ = 259; HVМ = 474. Необходимые параметры n и v проще всего по- лучить из изотермической диаграммы превра- Моделирование превращений для расчета щений. Для превращений, протекающих при фазового состава распаде аустенита, диаграмма представляет со- Имеется возможность рассчитать механичес- бой серии С-образных кривых (рис. 4). кие свойства легированной стали в каждой точ- Каждая кривая показывает зависимость ке конструкции, если известен термический времени, необходимого для образования за- цикл, испытанный ею в процессе изготовле- данного процента новой фазы, от темпера- ния. Вначале необходимо определить фазо- туры T и позволяет получить функцию v(T ). вый состав. Имеются несколько достаточно Для получения зависимости n(T ) необходимо простых уравнений для описания кинетики выбрать значение T и представить точки пе- фазовых превращений при постоянной темпе- ресечения соответствующей горизонталь- ратуре. Из них наиболее известными и прове- ной прямой (см. на рис. 4 красные линии для ренными являются уравнения Колмогорова – ФП-превращения и синие – для Б-превращения) Аврами [1, 3, 4] с С-образными кривыми в логарифмических координатах pt(). Для уравнения (5) выраже- ln(1pvt ) ( )n (5) ния логарифмических координат имеют вид

и Остина – Рикетта [2] tt ln ; pp ln[ ln(1  )]; (7) p ().vt n (6) 1 p для уравнения (6) – вид Сопоставления этих уравнений проведе- tt ln ; ны в ряде работ [10, 11]. Каждое из них содер- §·p жит два параметра, зависящие от температу- p ln¨¸ . (8) 1 p ры, при которой протекает превращение: пока- ©¹ затель экспоненты n и коэффициент скорости Логарифмирование приводит выраже- превращения v. Чтобы моделировать процессы ния (5) и (6) к линейному виду. Если точки превращений, для каждого вида протекающих на диаграмме pt() лежат на одной прямой, превращений требуется знать температурные то значение параметра n равно тангенсу угла зависимости этих параметров применительно наклона этой прямой к оси t : к каждой марке стали. 'p При моделировании термический цикл n . (9) технологического процесса разбивают по вре- 't мени t на достаточно мелкие шаги продол- В противном случае значения параметров жительностью Δt. Температуру принимают не остаются постоянными в процессе изо- постоянной в пределах шага, это позволяет ис- термического превращения, что существен- пользовать уравнения (5) или (6) для расче- но усложняет моделирование. Здесь можно ис- та доли новой фазы p в конце шага. В момент пользовать различие формул (5) и (6). Следует перехода к следующему шагу p не изменяется, выбрать ту из них, для которой диаграмма pt() а T изменяется скачкообразно. ближе к линейной. Это позволяет описать n(T )

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 147

900 , °C T

Ac 800 2

Ac1 700

600

500 ɋɬɟɩɟɧɶɩɪɟɜɪɚɳɟɧɢɹ     

400

Ms 300 101 102 103 104 105 tɫ Рис. 4. Диаграмма изотермического превращения стали En19 (41ГХМ) [6]

и v(T ) достаточно простыми формулами [12]. Определение параметров превращения На рис. 5 показана кинетическая диаграмма по термокинетической диаграмме бейнитного превращения для стали En19 при В условиях заводской лаборатории более дос- температуре 400 °С (см. рис. 4) в двух видах ло- тупным является метод испытания материа- гарифмических координат. Сопоставление по- ла при непрерывном нагреве или охлаждении казывает, что в данном случае целесообразно с различными скоростями. Он не требует столь использовать для моделирования уравнение (6). сложного оборудования и такой высокой ква- лификации персонала, как испытания в изотер- мических условиях, и при этом обеспечивает

p 5 большую достоверность результатов за счет приближения условий испытаний к реальным 3 99 % технологическим процессам. Именно так по- 90 % лучено большинство опубликованных в атла- 1 50 % сах [5–9] диаграмм (см. рис. 1, 2). На одной из них (см. рис. 1) аргументом является пара-

–1 метр t8/5. Средняя скорость охлаждения в ин- 10 % тервале температур от 800 до 500 °С –3 300 w8/5 . (10) t8/5 –5 ɮɨɪɦɭɥɚ  0,2 % Достоинством диаграммы на рис. 2 яв- ɮɨɪɦɭɥɚ  ляется возможность судить о количестве раз- –7 123456новидностей испытанных при ее построении t образцов. Их термические циклы показа- Рис. 5. Кинетическая диаграмма бейнитного ны на диаграмме ниспадающими линиями, превращения стали En19 при T = 400 °С по ним также можно определить скорость

№ 2 (44) / 2020 148 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

охлаждения w и построить график HV(w), ана- охлаждения является линейной, поскольку для

логичный рис. 1. всех образцов время τФПS пребывания в темпе- Сложность определения параметров фазо- ратурном интервале ФП-превращения до появ- вых превращений легированных сталей по та- ления 1 % ФП-фазы должно быть одинако- ким диаграммам связана с тем, что при распаде вым. Это позволяет рассчитать инкубационный

аустенита происходит ряд превращений, и ито- период превращения τФПS и верхнюю границу

говая твердость является их суммарным резуль- температурного интервала TФПS (температуру татом. На диаграмме представлены температу- начала превращения при охлаждении с беско- ры начала каждого превращения. Обычно под нечно малой скоростью): началом превращения понимают появление TT в структурном составе 1 % новой фазы. W 12; (11) ɎɉS ww Чтобы воспользоваться термокинетичес- 21 кой диаграммой распада аустенита, приходится Tw Tw принять ряд допущений, несколько снижаю- T 12 21, (12) ɎɉS ww щих точность определения параметров уравне- 21

ний (5) или (6): где T1 и T2 – температуры начала превращения 1) феррит и перлит имеют близкие свой- при скоростях охлаждения соответственно

ства и перекрывающиеся температурные ин- w1 и w2 (пара красных точек на рис. 2). тервалы превращений, поэтому их целесооб- Аналогичные формулы можно использо- разно объединить в одну фазу ФП; вать для определения параметров бейнитного 2) анализ формы С-образных кривых по- превращения. Для этого необходимо охлажде- казывает, что для феррито-перлитного и бей- ние образцов с такими скоростями, при кото- нитного превращений параметры превращения рых за время прохождения через температур- n и v можно принять не зависящими от T. Это ный интервал ФП-превращения образуется ме- допущение возможно в том случае, если реаль- нее 1 % ФП фазы. ный термический цикл технологического про- Продолжим анализ зависимости твердо-

цесса близок к условиям охлаждения образ- сти от времени t8/5 и скорости охлаждения w8/5 ца при испытаниях (охлаждение с постоянной на рис. 1. Горизонтальный участок с мини-

скоростью или при постоянной температуре мальной твердостью HV = HVФП при t8/5 > tФПF окружающей среды); соответствует полному превращению аустени- 3) при охлаждении различных образцов, та в ФП, которое заканчивается раньше, чем а также точек реальной конструкции исходная пребывание образца в температурном интерва- температура равна максимальной температуре ле ФП-превращения. Наклонный участок при

нагрева, а конечная – комнатной температуре. t8/5 < tФПF с более высокой твердостью означает, При различных скоростях охлаждения образ- что после прохождения всего температурного

цы проходят через те же интервалы темпера- интервала ФП-превращения ΔTФПS = TФПS – TФПF тур, в каждом из которых протекает соответст- распад аустенита не закончился, его остав- вующее превращение. Отличие состоит только шаяся часть превратилась в бейнит. в длительности пребывания материала в каж- Следующий горизонтальный участок

дом из этих интервалов. с HV = HVБ при t8/5 < tФПF начинается при та- Согласно перечисленным допущениям кой скорости охлаждения, когда время пре- в образовании ФП-фазы участвует весь имею- бывания образца в температурном интервале

щийся аустенит, и ее количество зависит толь- ФП-превращения меньше TФПS. Таким образом,

ко от времени пребывания в температурном ин- в интервале tФПS < t8/5 < tФПF образуется смесь тервале превращения. В бейнит превращается из двух фаз – ФП и Б, что позволяет при каж- аустенит, оставшийся после ФП-превращения дом значении w определить фазовый состав к моменту начала бейнитного превращения, по формуле (1). Для этого необходимо предва- в мартенсит – остаток аустенита от двух прев- рительно рассчитать для данной марки стали ращений (ФП и Б). твердости фаз ФП и Б по формулам (2) и (3).

Рассмотрим результаты испытания двух об- Полученная зависимость pФП(w) может разцов, охлаждавшихся с разными скоростями. быть использована для определения параметра Из допущений 2 и 3 следует, что зависимость превращения n по формуле (9), поскольку при температуры начала превращения от скорости неполном превращении время прохождения

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 149

образца через температурный интервал прев- сталей. Были испытаны 14 марок сталей

ращения ΔTФП обратно пропорционально ско- с достаточно широким интервалом содер- рости охлаждения w: жания легирующих элементов, %: углеро- да – 0,25…0,5; марганца – 0,3…1,65; нике- 'T ля – 0…3,75; хрома – 0…1,25; молибдена – tt ln lnɎɉ ln' T ln w ; w Ɏɉ 0…0,4. Все образцы вначале подвергались за- 'tt '(ln ) ' (ln w ). (13) калке с получением преимущественно мар- тенситной структуры. Затем за счет измене-

Зная τФПS и n, можно по формулам (5) ния температуры отпуска получали образцы или (6) найти значение 2-го параметра прев- различной твердости и испытывали их на раз-

ращения v и рассчитать время τФПF заверше- рыв. Химический состав и особенности тер- ния превращения (от начала ФП-превращения мической обработки не оказали заметно- до образования 99 % ФП). Далее можно опре- го влияния на соотношение твердости и дру- делить нижнюю границу температурного ин- гих свойств – предела текучести, временного тервала ФП-превращения (см. рис. 1): сопротивления и относительного удлинения. Для поперечного сужения эта закономерность 300 TT ' TT W . (14) наблюдалась в более узком диапазоне твердо- ɎɉFS Ɏɉ Ɏɉ Ɏɉ SF Ɏɉ t Ɏɉ сти, чем для остальных свойств. Таким образом, получены все необхо- Выявленные закономерности обобщены димые для моделирования параметры ФП- в ряде работ в виде корреляционных соотноше- превращения. Аналогичную работу можно ний твердости с другими свойствами материа- проделать для бейнитного превращения, ис- ла. По оценке авторов РД ЭО 0027-2005, они пользуя верхний участок диаграммы твердости обеспечивают точность расчетного определе-

на рис. 2 (от точки tМ). ния предела текучести в пределах 15 %, времен- Как правило, большая часть аустенита, ного сопротивления – 10 %, относительного уд- оставшегося после ФП- и Б-превращений, линения – 20 %, поперечного сужения – 30 %. трансформируется в мартенсит. Во многих слу- Для металла сварных швов точность несколько чаях после закалки стали производят ее повтор- хуже, чем для основного металла. Для конкрет- ный нагрев, снижающий твердость. При моде- ного материала можно, по-видимому, повысить лировании этот процесс можно рассматривать точность формул, скорректировав их по резуль- как превращение мартенсита в бейнит, а затем татам испытания нескольких образцов. в феррито-перлит. Методика его моделирова- Экспресс-метод все же требует нали- ния для расчета итоговой твердости представ- чия образцов материала. Во многих случаях лена автором ранее [11]. необходима полностью расчетная методи- ка, опирающаяся на данные о химическом Корреляция твердости с другими составе и условиях термической обработки. механическими свойствами Целесообразно получить регрессионные мо- Одним из способов определения свойств ста- дели для расчета всех необходимых свойств ли является применение экспресс-методов ис- по химическому составу, аналогичные форму- пытания материала. Примером служит опре- лам (2)–(4) для твердости. деление твердости в различных точках на по- верхности детали с помощью твердомера. *** Процедура определения твердости достаточно Представленная в работе двухэтапная ме- проста и стандартизована. Испытания, прове- тодика расчета механических свойств леги- денные разными исследователями, дают хоро- рованной стали позволяет вначале по хими- шую повторяемость результатов. Известно, что ческому составу стали и термическому циклу твердость находится в корреляции с осталь- технологического процесса рассчитать твер- ными механическими свойствами материала, дость стали, а затем перейти к определению в первую очередь с пределом текучести и вре- остальных ее свойств. Исходные данные для менным сопротивлением. Э. Жанитским и М. Байертцом [13] при- 1 См. РД ЭО 0027-2005. Инструкция по определению ведены данные, свидетельствующие о подо- механических свойств металла оборудования атомных станций безобразцовыми методами бии свойств ряда различных автомобильных по характеристикам твердости.

№ 2 (44) / 2020 150 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

расчета могут быть получены из опублико- и их представление в виде регрессионных мо- ванных атласов диаграмм фазовых превра- делей позволяют повысить оперативность щений. Статистическая обработка данных и достоверность расчетов.

Список литературы 1. Колмогоров А.Н. К статистической теории 8. Шоршоров М.Х. Фазовые превращения кристаллизации металлов / А.Н. Колмогоров // и изменение свойств стали при сварке / Изв. АН СССР. Серия математическая. – М.Х. Шоршоров, В.В. Белов. – М.: Наука, 1937. – № 3. – C. 355–359. 1972. – 219 с. 2. Austin J.B. Kinetics of the decomposition 9. Попова Л.Е. Диаграммы превращения of austenite at constant temperature / J.B. Austin, аустенита в сталях и бета-раствора в сплавах R.L. Rickett // Transactions of the American титана / Л.Е. Попова, А.А. Попов. – Institute of Mining, Metallurgical, and Petroleum М.: Металлургия, 1991. – 504 с. Engineers, Incorporated. – 1939. – Т. 135. – 10. Starink M.J. Kinetics of the decomposition С. 396–443. of austenite at constant temperature / 3. Johnson W.A. Reaction kinetics in processes M.J. Starink // Journal of Material Science. – of nucleation and growth / W.A. Johnson, 1997. – Т. 32. – С. 397–415. R.F. Mehl // Transactions of the American 11. Куркин А.С. Исследование кинетики Institute of Mining, Metallurgical, and Petroleum фазовых превращений легированной стали Engineers, Incorporated. – 1939. – Т. 135. – методами математического моделирования / С. 416−468. А.С. Куркин // Заводская лаборатория. 4. Avrami M. Kinetics of phase change. I: General Диагностика материалов. – 2019. – Т. 85. – theory / M. Avrami // Journal of Chemical № 12. – С. 25–32. Physics. – 1939. – Т. 7. – С. 1103−1112. 12. Куркин А.С. Обработка диаграмм 5. Brozda J. Spawalnicze wykresy przemian изотермического распада аустенита для austenitu CTPc-S / J. Brozda, J. Pilarczyk, построения полных С-образных кривых / M. Zeman. – Katowice, Polska: Slask, 1983. – А.С. Куркин, В.Ю. Бобринская // Сварка 140 с. и диагностика. – 2019. – № 2. – С. 32–37. 6. Vander Voort G.F. Atlas of time-temperature 13. Janitzky E. The marked similarity in tensile diagrams for irons and steels / G.F. Vander Voort. – properties of several heat treated SAE steels / Materials Park, OH: ASM International, 1991. – E. Janitzky, M. Baeyertz // Metals handbook. – 766 с. Materials Park, OH: American Society for Metals, 1939. – 515 с. 7. Seyffarth P. Schweiss-ZTU-Schaubilder / P. Seyffarth, G. Kuscher. – Berlin: Veb Verlag Technik, 1983. – 236 c.

Calculation of properties for alloy steels using simulation of production processes

A.S. Kurkin

Bauman Moscow State Technical University, Bld. 1, Est. 5, 2nd Baumanskaya street, Moscow, 105005, Russian Federation E-mail: [email protected]

Abstract. This article presents a procedure for testing material properties using models of structural transformations occurred during fabrication of a welded structure. Author substantiates application of hardness as an objective and replicable parameter, which interlinks mechanical properties of an alloy steel and its chemical and phase composition. He highlights regression models for calculating hardness of the phase components according to their chemical composition, suggests a procedure to model phase transformations of steel when a thermal cycle is given, and lists few methods aimed at determination of necessary parameters according to the publicly released diagrams of structural transformations in steels of various grades.

Keywords: welded structure, behavior of alloy steel, simulation of phase transformations, steel hardness, bainite, ferrite-perlite, austenite decay diagram.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 151

References 1. KOLMOGOROV, A.N. On the statistical theory of metal crystallization [K statisticheskoy teorii kristallizatsii metallov]. Izvestiya AN SSSR. Seriya matematicheskaya, 1937, no. 3, pp. 355–359. (Russ.). 2. AUSTIN, J.B., R.L. RICKETT. Kinetics of the decomposition of austenite at constant temperature. Transactions of the American Institute of Mining, Metallurgical, and Petroleum Engineers, Incorporated. 1939, vol. 135, pp. 396–443. ISSN 0096-4778. 3. JOHNSON, W.A., R.F. MEHL. Reaction kinetics in processes of nucleation and growth. Transactions of the American Institute of Mining, Metallurgical, and Petroleum Engineers, Incorporated, 1939, vol. 135, pp. 416−468. 4. AVRAMI, M. Kinetics of phase change. I: General theory. Journal of Chemical Physics. 1939, vol. 7, pp. 1103−1112. ISSN 0021-9606. 5. BROZDA, J., J. PILARCZYK, M. ZEMAN. Spawalnicze wykresy przemian austenitu CTPc-S. Katowice, Polska: Slask, 1983. (Pol.). 6. VANDER VOORT, G.F. Atlas of time-temperature diagrams for irons and steels. Materials Park, OH: ASM International, 1991. 7. SEYFFARTH, P., G. KUSCHER. Schweiss-ZTU-Schaubilder. Berlin: Veb Verlag Technik, 1983. (Germ.). 8. SHORSHOROV, M.Kh., V.V. BELOV Phase transformations and changes of steel properties at welding [Fazovyye prevrashcheniya i izmeneniye svoystv stali pri svarke]. Moscow: Nauka, 1972. (Russ.). 9. POPOVA, L.Ye., A.A. POPOV. Diagrams for transformations of austenite in steels and β-solution in titanium alloys [Diagrammy prevrashcheniya austenite v stalyalh i beta-rastvora v splavakh titana]. Moscow: Metallurgiya, 1991. (Russ.). 10. STARINK, M.J. Kinetics of the decomposition of austenite at constant temperature. Journal of Material Science, 1997, vol. 32, pp. 397–415. ISSN 0022-2461. 11. KURKIN, A.S. Studying kinetics of phase transformations of alloy steel using mathematical modelling [Issledovaniye kinetiki fazovykh prevrashcheniy legirovannoy stali metodami matematicheskogo modelirovaniya]. Zavodskaya Laboratoriya. Diagnostika Materialov, 2019, vol. 85, no. 12, pp. 25–32. ISSN 1028-6861. (Russ.). 12. KURKIN, A.S., V.Yu. BOBRINSKAYA. Processing diagrams for isothermal decay of austenite to plot full C-shaped curves [Obrabotka diagramm izotermicheskogo raspada austenite dlya postroyeniya polnykh C-obraznykh krivykh]. Svarka i Diagnostika, 2019, no. 2, pp. 32–37. ISSN 2071-5234. (Russ.). 13. JANITZKY, E., M. BAEYERTZ. The marked similarity in tensile properties of several heat treated SAE steels. In: Metals handbook. Materials Park, OH: American Society for Metals, 1939.

№ 2 (44) / 2020 152 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

УДК 621.643.2-034.14:626.178.2 Температура хрупко-вязкого перехода трубной стали К65 – экспериментальное определение и сопутствующие признаки

А.Б. Арабей1*, А.Г. Глебов2, Л.М. Капуткина2, И.Ю. Пышминцнев3, С.Е. Яковлев1, А.И. Абакумов4, Д.Е. Капуткин5

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 2 НИТУ «МИСиС», Российская Федерация, 119049, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 4 3 ОАО «РосНИТИ», Российская Федерация, 454139, г. Челябинск, ул. Новороссийская, д. 30 4 ФГУП «РФЯЦ ВНИИЭФ», Российская Федерация, 607188, Нижегородская обл., г. Саров, пр-т Мира, д. 37 5 МГТУ ГА, Российская Федерация, 125493, г. Москва, Кронштадтский б-р, д. 20 * E-mail: [email protected]

Ключевые слова: Тезисы. На основании совместного анализа результатов испытаний по определению ударной вяз- трубная сталь, кости (KCV) и испытаний падающим грузом (ИПГ) с учетом изменения геометрии и поверхностей температура изломов образцов трубной стали класса прочности К65 (X80), выполненных в диапазонах темпера- хрупко-вязкого тур соответственно –196…+20 °С и –80…+20 °С (последние – с шагом 10 °С), оценена температура перехода, хрупко-вязкого перехода, которая во втором случае выше, чем в первом. Указаны эксперименталь- испытания но выявляемые признаки вязкого состояния металла. падающим грузом, Сериальные испытания проводили на инструментированном копре DWT40 на стандартных об- ударная вязкость, разцах толщиной 27,7 мм, изготовленных из листов (1-я серия) и труб из них (2-я серия). Показано, излом. что при ИПГ в результате воздействия бойка на образец на его боковых гранях в зоне надреза образуются локализованные объемы пластически деформированного металла в форме, близкой к треугольным пирамидам, которые в ходе разрушения смещаются к центру, т.е. продольной оси об- разца. Их размеры уменьшаются при снижении температуры, а при температуре ниже температуры хрупко-вязкого перехода они не образуются вовсе. Признаками вязкости металла или его хрупкости могут служить: вид излома – вязкий либо хрупкий, шевронный (соответственно при температуре выше либо ниже температуры хрупко- вязкого перехода, определенного по ИПГ); наличие либо отсутствие на диаграмме разрушения участка «пластического изгиба»; размер лунки утяжки на боковых гранях образцов; размеры лока- лизованных объемов. На основе выявленных закономерностей поведения металла труб в интервале хрупко-вязкого перехода рассмотрены результаты одного из полигонных испытаний труб из стали класса прочнос- ти К65, в ходе которого бегущая по трубопроводу вязкая магистральная трещина раздвоилась в зоне подвода хладагента и закольцевалась по периметру трубы. При этом на обеих гранях «стреловид- ного» участка захоложенного пятна наблюдался излом типа «шеврон», указывающий на переход от вязкого разрушения к хрупкому. С учетом найденной в ходе исследования температуры хрупкости, соответствующей –70 °С, оценена относительная деформация металла в зоне захоложенных пятен в стенке трубы.

Технические требования к материалам для магистральных трубопроводов с го- дами постоянно совершенствуются и ужесточаются. Причин для этого несколько. Во-первых, растет рабочее давление. Во-вторых, увеличивается диаметр труб. В-третьих, для снижения стоимости строительства необходимо снижать металлоем- кость, т.е. уменьшать толщину стенки трубы. В результате трубы класса прочности до К52, применявшиеся при строительстве магистральных газопроводов в 1960-е гг., в 1970-х гг. сменились на трубы классов прочности К54…К60, а с 2008 г. в обиход вошли еще более прочные трубы класса прочности К65 (X80, по классификации Американского нефтяного института1) [1]. Известно, что повышение прочности ста- ли неизбежно сопровождается снижением пластичности и вязкости.

1 англ. American Petroleum Institute, API.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 153

Температура хрупко-вязкого перехода вязкости KCV (по ГОСТ 94542) и ударный изгиб (ТХВП) является одним из основных крите- падающим грузом (по ГОСТ 304564) с опреде- риев температурной зависимости сопротив- лением работы разрушения. Ударную вязкость ления разрушению, поскольку хрупкое мало- определяли при испытании образцов из листов энергоемкое разрушение наиболее опасно четырех плавок текущего производства одно- из-за возможности реализации протяженно- го из производителей. От каждой плавки отби- го разрушения трубопровода. Известны факто- рали по два листа номинальных толщин 23,0 ры повышения ТХВП. Во-первых, технология и 27,7 мм. Образцы вырезали на ¼ ширины производства труб предусматривает холодную листа (90° относительно продольного сварного пластическую деформацию листа, что повы- шва трубы) с ориентацией в поперечном нап- шает ТХВП на 3…5 °С на каждый процент де- равлении листа (по ширине) и надрезом пер- формации, и, во-вторых, трещина в трубе мо- пендикулярно плоскости листа. жет перемещаться существенно быстрее, чем Испытания на ударный изгиб по опре- в испытываемом образце, что также повышает делению KCV проводили при температурах ТХВП. +20…‒196 °С на маятниковом копре Amsler Поэтому первый вопрос, который задают RKP-450 (Zwick/Roell) с энергией маятни- специалисты очередному поставщику труб ка 450 Дж. Для охлаждения образцов приме- большого диаметра (1420 мм) из новой высо- нялась камера глубокого охлаждения TV742 копрочной стали класса прочности К65 (Х80) (Zwick/Roell). для проведения полномасштабных полигонных Зависимость ударной вязкости от темпе- испытаний: какова ударная вязкость2 KCV‒40 ратуры KCV(Т ) по результатам испытания основного металла труб данного производите- 204 образцов представлена на рис. 1. Из рас- ля? При этом подразумевается, что все осталь- смотрения данных с учетом приведенных да- ные контролируемые показатели безусловно лее рассуждений можно сделать важные зак- соответствуют техническим требованиям3. лючения. Значение KCV‒40 служит своего рода индика- Ударная вязкость – это работа полного раз- тором пригодности материала труб для при- рушения надрезанного образца. Длина стан- менения в условиях высоких давлений, обес- дартного образца составляет 55 мм, а расстоя- печения высокого сопротивления распростра- ние между опорами ‒ 40 мм. Если образец из- нению трещин и развитию протяженного раз- гибается на 117°, он проскакивает между опо- рушения трубопроводов. Недаром после про- рами недоломанным, и тогда регистрируется ведения первой серии полигонных испытаний не работа полного разрушения, а меньшая. в первую очередь повысили нормативные тре- В испытаниях современной трубной стали при бования к ударной вязкости основного металла T = +20 °С так и происходит: KCV+20 < KCV‒20 с KCV‒40 ≥ 170 Дж/см2 до KCV‒40 ≥ 250 Дж/см2, (см. рис 1). Таким образом, достигнут потолок доведя затем фактические значения ударной измеримости работы KCV по геометрическим вязкости до нынешних 300…450 Дж/см2. Это ограничениям. потребовало также дополнительного изучения Обычно температурная зависимость характеристик вязкости и выбора наиболее вязкости KCV(Т) имеет две полки ‒ верх- представительных методов испытаний, средств нюю KCVmax и нижнюю KCVmin; в интер- измерений и способов определения показате- вале перехода KCVmin ≤ KCVТХВП ≤ KCVmax лей сопротивления разрушению. определяется значение ТХВП. В нашем слу- Образцы трубной стали класса прочности чае на верхней полке сериальной кривой при К65 подвергали сериальным испытаниям каждой выбранной температуре из интервала на ударный изгиб с определением ударной +20…‒ 80 °С испытаны по 18…22 образца. При T = +20 °С получено рассеяние ударной вязкос- ти: 285…401 Дж/см2. При охлаждении суще- 2 Согласно ГОСТ 9454-78 для обозначения работы удара и ударной вязкости при пониженной ственное снижение KCV проявилось при тем- и повышенной температурах вводится цифровой пературе ниже минус 80 °С с полкой в интер- индекс, указывающий на температуру испытания. См. ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания вале температур ‒125…‒196 °С после крутого на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах (с Изменениями № 1, 2). 4 ГОСТ 30456-97. Металлопродукция. Прокат листовой 3 См. СТО Газпром 2-4.1-713-2013. Технические и трубы стальные. Методы испытания на ударный требования к трубам и соединительным деталям. изгиб.

№ 2 (44) / 2020 154 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

спада (см. рис. 1). Определен порог хладно- Для ИПГ полнотолщинные образцы разме- ломкости, т.е. ТХВП: для шести листов толщи- ром 27,7×75×350 мм с V-образным надрезом ной 23 мм он составил ‒103…‒111 °С; для двух глубиной 5 мм вырезали из листов стали К65 листов толщиной 27,7 мм – минус 119 и ми- того же производителя, что и для испытаний нус 120 °С. При оценке вида изломов обнару- на ударную вязкость, а также из труб диамет- жено, что при температуре ниже минус 125 °С ром 1420 мм с номинальной толщиной стенки излом полностью хрупкий. 27,7 мм из тех же листов. Испытания на трех- Принципиально важный вывод вытекает точечный ударный изгиб на базе 250 мм выпол- из анализа данных на рис. 1. Видно, что раз- нены на инструментированном копре DWT40 мах значений KCV для отдельно взятого значе- ИМАТЕК (масса падающего груза ‒ 2450 кг, ния T достигает 100…150 Дж/см2. Это и неуди- скорость бойка в момент удара ‒ 4,5…9,0 м/с, вительно. Ударный образец имеет небольшое максимальная энергия копра ‒ 100 кДж; запи- сечение, как правило, существенно меньше се- сывается диаграмма разрушения). Чтобы на-

чения испытываемого листа или стенки трубы, дежно найти верхнюю (Аmax) и нижнюю (Аmin) поэтому даже при регламентированном месте полки работы разрушения, или поглощенной вырезки заготовок для образцов значение KCV энергии, на сериальной кривой (где A ‒ работа всегда будет носить «случайный» характер от- удара, кДж) температуру испытаний назначали носительно местоположения в листе, структур- с шагом 10 °С. ного состояния металла в этой зоне, уровня его Сводная сериальная кривая А(Т) построена загрязненности и др. В связи с этим даже се- по испытаниям 34 образцов при 11 темпе- лективный отбор листов одного производите- ратурах от плюс 20 до минус 80 °С (рис. 2). ля в заданный промежуток времени не может Одиннадцать образцов из 34 были вырезаны гарантировать постоянного уровня свойств из листов, остальные ‒ из труб. При всех тем- в узком диапазоне. пературах значения A для образцов из листов В отличие от образца для определения оказались на 10…15 % выше, чем для образцов KCV преимущества образца для испытаний из труб. Заметим, что при входном контроле падающим грузом (ИПГ) заключаются в том, листов на трубных заводах находили, что KCV что его толщина соответствует толщине стен- листов на 5…14 % выше, чем KCV выполнен- ки реальной трубы, а также существенно ных из них труб. большей длине в направлении распростране- При охлаждении значимое падение А(Т ) ния трещины. Он расщепляется по тому слою, проявилось только при T = ‒40 °С, следова-

где вязкость наихудшая. А чем крупнее обра- тельно, Аmax занимает весь интервал от ми-

зец, тем выше порог хладноломкости. нус 40 до +20 °С. Аmin надежно зафиксирована

2 500 30 ɤȾɠ A 25 400 .&9Ⱦɠɫɦ 20 300 15 200 10

100 Ɉɛɪɚɡɰɵ 5 ɢɡɥɢɫɬɚ ɢɡɬɪɭɛ 0 0 –200 –150 –100 –50 0 50 –80 –60 –40 –20 0 20 Ɍƒɋ T, °C Рис. 1. Сериальная кривая ударной Рис. 2. Температурная зависимость полной вязкости трубной стали К65 работы разрушения, полученная при ИПГ трубной стали К65

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 155

температурой ≤ ‒70 °С после крутого спада. Если выделить так называемый «упругий – Таким образом, интервал вязко-хрупкого пере- упруго-пластический» участок в координатах хода ограничен значениями ‒40…–60 °С. «сила ‒ путь» для одной температуры (нап- Дополнительную информацию при ис- ример, T = +20 °С; см. рис. 3б), то сразу мож- пытаниях на инструментированном копре но обнаружить первый пик, соответствующий DWT40 ИМАТЕК можно получить при де- линейно упругому изгибу с вершиной в точ- тальном анализе диаграмм. Так, в ходе ана- ке А и нагрузкой, равной по величине условно- лиза диаграмм разрушения обнаружено, что му пределу текучести. Соответствующая вер- при одной температуре испытаний диаграммы шине A запись на графике расшифровывается хорошо согласуются между собой, что сви- следующим образом: 0619 ‒ номер образца; детельствует о высокой воспроизводимости +20 – температура, °С; 4,05 ‒ смещение бой- результатов и возможности использования ка, мм (0,63 мс в координатах «сила ‒ время»); диаграмм для углубленного анализа собствен- 549,06 – нагрузка, кН (условный предел теку- но разрушения. чести, замеренный при входном контроле, сос- На рис. 3 на одном поле приведены диаг- тавляет 563 МПа). Далее нагрузка скачкообраз- раммы разрушения образцов, испытанных при но возрастает и достигает максимума в точке Б температурах, охватывающих весь диапазон с указанными выше координатами (10,3 мм ‒ сериальной кривой: +20, минус 40, минус 60 смещение бойка, 1,63 мс ‒ время). Отличие и минус 70 °С. Общим для всех диаграмм, заключается лишь в достигнутой нагрузке за исключением T = ‒ 70 °С, является началь- в вершине: 674, 722 и 772 кН соответственно ный период разрушения с координатами: при +20, –40 и –60 °С. Это объясняется ростом 10,3 мм ‒ смещение ударника; 1,63 мс ‒ вре- предела текучести с уменьшением температу- мя. Далее участки диаграммы соответст- ры испытания. Количество скачков, равное 5, вуют разрушению при выбранной темпера- одинаково при всех указанных температурах. туре испытаний: либо когда при T = +20 °С Их наличие объясняется дискретным (пульси- и T = ‒40 °С за упруго-пластическим подъемом рующим) перемещением ударника с периодич- следует вязко-пластический участок – верх- ностью 0,2 мс.

няя полка Amax, либо без него в случае пере- По достижении усилия в точке Б происхо- хода в хрупко-вязкое разрушение без полки дит крутой спад, свидетельствующий о раскры- при T = ‒ 60 °С. По этому признаку темпера- тии упругой трещины, что подтверждается ви- туру вязко-хрупкого перехода можно оценить дом изломов разрушенных образцов при сме- в диапазоне ‒40…‒60 °С. щении ударника на 10 мм.

  Ȼ  Ɍɟɦɩɟɪɚɬɭɪɚɢɫɩɵɬɚɧɢɣƒɋ     ɋɢɥɚɤɇ ɋɢɥɚɤɇ  –40  ± 500 ± 500 $  400  400 300 300   100

0 100

–100 0 –10 10 30 50   110 0 5 10 15  ɋɦɟɳɟɧɢɟɭɞɚɪɧɢɤɚɦɦ ɋɦɟɳɟɧɢɟɭɞɚɪɧɢɤɚɦɦ аб Рис. 3. Диаграммы разрушения ИПГ-образцов при разных температурах (а); «упругий – упруго-пластический» участок диаграммы для T = +20 °С (б)

№ 2 (44) / 2020 156 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Такой вид диаграммы ранее подроб- геометрии «шейки» в месте разрыва – утоне- но не обсуждался. Можно сослаться лишь ния в различных сечениях по высоте (рис. 5). на высказывание М.А. Штремеля [2], что Образцы, испытанные при T = +20 °С, «появлению трещины предшествует не только в 3D-формате выглядят более вязкими, одно- упругая, но и некоторая пластическая дефор- родными по строению, тогда как образцы, ис- мация общего изгиба образца». Если это так, пытанные при T = ‒60 °С, практически не де- то мы имеем реальную возможность количест- формированы, разрушаются разрывом, что венно измерить работу «упруго-пластическо- отражает хрупко-вязкое состояние металла го» изгиба при ИПГ-испытаниях и вычесть (см. выше). ее из общей работы разрушения, что является После компьютерной обработки горизон- предметом будущих исследований. тальных сечений построены эпюры распреде- По мере понижения температуры рань- ления толщины (S) и относительной дефор- ше всего обнаруживает хладноломкость вид 'S излома (рис. 4). Признаком вязкого разруше- мации образца G 100 % (где S – началь- S 0 ния образцов ИПГ служит наличие локальных 0 объемов пирамидальной формы, пластически ная толщина образца; ΔS ‒ изменение толщины сформированных на начальной стадии разру- образца) по его длине для сечения на высоте шения (см. рис. 4а). Одна из сторон образо- 40 мм и различных температур (рис. 6). В боль- ванной фигуры лежит в плоскости, разделяю- шей степени утонению и деформации подвер- щей слой металла с надрезом и слой с мак- жены образцы, испытанные при температуре симальной утяжкой. При этом эти локаль- +20…–20 °С. ные объемы в процессе последующего изгиба Не имея возможности оценить хладно- и утяжки клином смещаются к центральной ломкость непосредственно в изделии, исполь- оси образца. Основание «пирамиды» нахо- зуют разные приемы, в том числе построение дится соответственно на боковых гранях об- сериальных кривых по результатам испыта- разца, воспроизводится при всех испытаниях ний ударной вязкости – традиционный подход и служит подтверждением наличия вязкой к оценке качества металла ‒ и рекомендации составляющей в изломе. С понижением тем- касательно применения металла в конструк- пературы испытаний (с понижением пластич- ции. «Но ударная вязкость ни где не фигурирует ности и вязкости) размеры этих объемов рез- в расчетах конструкций и не гарантирует их ра- ко уменьшаются (см. рис. 4б), и с переходом ботоспособность. Она лишь косвенно и при в хрупкое состояние они исчезают совсем многих ограничениях прогнозирует риск хруп- (см. рис. 4в). При T = ‒70 °С между слоем ме- кого разрушения» [2]. Необходимо искать дру- талла с надрезом и основным металлом обра- гие адекватные методы. зуется трещина без видимых признаков де- Настоящая статья в какой-то степени отве- формации (утяжки). чает на эти вопросы. Если принять трубу за кон- Важным при исследовании ИПГ-образ- струкцию и выбрать на ней представитель- цов после испытаний является измерение ные участки для углубленного исследования,

абв

Рис. 4. Изломы образцов ИПГ, испытанных при разных температурах: а – вязкий, T = +20 °С; б – смешанный хрупко-вязкий, T = ‒60 °С; в – хрупкий, T = ‒70 °С. Стрелками показаны локальные объемы пластически деформированного металла пирамидальной формы

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 157

то получим некую характеристику, которую ‒80…‒125 °С и ‒40…–70 °С; температура можно распространить на всю трубу, а затем хрупкости составила примерно минус 105 °С и на магистральную плеть. Таковым исследова- для KCV(T ) и приблизительно минус 55 °С для нием может стать, в частности, испытание об- А(T ). Это может говорить о большей значимос- разцов на ударный ИПГ с оценкой не по коли- ти результатов инструментированных ИПГ пол- честву вязкой составляющей, а по числовым ха- нотолщинных образцов для оценки эксплуата- рактеристикам разрушения в инструментиро- ционных возможностей трубного металла. ванном испытании. Так, в сущности, и произо- С учетом результатов фрактографичеких шло при построении сериальной кривой в ИПГ- исследований (см. рис. 4), принимая во вни- испытаниях. Появилась возможность прямого мание высокие значения KCV‒60 (см. рис. 1), сравнения KCV(T ) и А(T ) (производственный можно предположить, что чисто хрупкое раз- показатель). Так, границы верхней полки се- рушение стали К65 начинается от температу- риальной кривой KCV(T ) лежат в интервале ры ≤ ‒70 °С. ‒80…+20 °С, а А(T ) – в интервале ‒40…+20 °С; Забегая вперед, отметим, что в натурном интервалы перехода ‒ соответственно эксперименте подтверждено хрупкое состояние

а б

h ɦɦ

h ɦɦ

h ɦɦ

Рис. 5. Профили сечений образцов, соответствующие разной высоте h подъема секущей плоскости относительно основания образца, при T = +20 °С (а) и T = ‒60 °С (б)

21 25 ɦɦ į S 22 T, °C: +20 20 23 +20 0 15 24 –20 –40 25 –60 10 –70 26 5 27 0 28

29 –5 –80 –60 –40 –200 20 40 60 80 Ⱦɥɢɧɚɨɛɪɚɡɰɚɦɦ Рис. 6. Эпюры изменения толщины (ось слева) и деформации (ось справа). При T = +20 °С испытывались два образца

№ 2 (44) / 2020 158 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

стали К65 при T = ‒70 °С. Следовательно, пра- С целью установления причины переох- вомерно утверждать, что результаты, получен- лаждения воспроизводили захолаживание от- ные в ИПГ-испытаниях, можно использовать дельного участка плети после полигонного в практических целях аналогично тому, как это испытания, во время которого замеряли тем- принято в отношении результатов испытаний пературу стенки трубы изнутри пирометром

на трещиностойкость KIC. Это тем более ве- (рис. 8, 9). Замеры показали, что в эпицентре роятно, что современные копры позволяют ис- заиндевелого пятна (строго по месту под- пытывать образцы из стали классов прочности вода хладагента) температура стенки тру- до К80 (Х100) и выше и толщиной до 50 мм. бы была не выше минус 70 °С и соответство- В ходе полигонных испытаний опытных вала температуре хрупкости при сериальных партий труб класса прочности К65 размером ИПГ-испытаниях образцов. 1420×23 мм в результате сбоя системы охлаж- Аналогично замерам утонения образцов дения в местах подачи на трубы хладагента ИПГ замеряли толщину темплета в зоне изло- (жидкого азота) на поверхностях труб обра- ма типа «шеврон» (рис. 10). Замеры проводи- зовались переохлажденные участки (рис. 7). ли как на реальных образцах, так и (в основ- Остановка разрушения происходила пос- ном) на образцах и в сечениях в 3D-формате редством раздвоения магистральной трещи- по разработанной методике и с использова- ны на переохлажденных участках с последую- нием специальных компьютерных программ. щим закольцеванием. Поверхность разруше- Относительная деформация металла ИПГ- ния на участке раздвоения магистральной тре- образцов, испытанных при T = ‒ 70 °С, и в зоне щины формировалась за счет хрупкого излома переохлаждения (‒ 70 °С) стенки трубы (хруп- типа «шеврон» без признаков пластической де- кий излом с шевронным узором) не превыша- формации (см. рис. 7в). ла 5…6 %.

а б

в

Рис. 7. Фрагменты опытной плети после испытаний со следами замороженных участков: а – место остановки трещины через 20 мин после испытания (следы от инея); б – участки охлаждения после испарения инея; в – излом типа «шеврон» на поверхности разрушенных участков

а б

Рис. 8. Вид переохлажденного участка трубы: наружная (а) и внутренняя (б) поверхности

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 159

а б 40 34,6 34,8 20 13,5

Ɍɟɦɩɟɪɚɬɭɪɚƒɋ 0 –12,9 –20 –12,2 –30,3

–40

–53,0 –60

–70,0 –70,0 –80 –400 –300 –200 –100 0 100 200 300 Ɋɚɫɫɬɨɹɧɢɟɨɬɰɟɧɬɪɚɩɟɪɟɨɯɥɚɠɞɟɧɧɨɝɨ ɭɱɚɫɬɤɚɫɦ Рис. 9. Распределение температур вдоль образующей на переохлажденном участке трубы: стенка трубы снаружи (а, см. рис. 8а) и изнутри (б, см. рис. 8б)

а б

Рис. 10. Фрагмент трубы с изломом типа «шеврон»: а – участок излома (фото); б – вертикальные 3D-сечения с замером толщины

Таким образом, проведенные исследова- *** ния показали, что ИПГ-испытания с определе- По результатам исследования сделаны сле- нием работы разрушения в сравнении со стан- дующие вывод: дартными ИПГ-испытаниями по ГОСТ 30456 1) температура хрупко-вязкого перехода позволяют получить существенно более объек- металла труб класса прочности К65, опреде- тивную оценку сопротивления металла разру- ленная по сериальной кривой ударной вязкости шению, что может быть использовано в целях KCV, на 50…60 °С ниже, чем определенная ме- прогнозирования характера и масштаба разру- тодом инструментированного ИПГ; шения газопровода из современных высоко- 2) в ходе исследований поверхностей изло- прочных сталей. мов разрушенных ИПГ-образцов, в том числе

№ 2 (44) / 2020 160 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

в 3D-формате, выявлены признаки, характери- 5) инструментированные испытания ИПГ зующие вязкое состояние металла: вид излома, предпочтительнее испытаний на ударный из- наличие и размеры локальных объемов в фор- гиб KCV(Т ) при оценке эксплуатационной ме треугольной пирамиды вблизи надреза, на- надежности трубной стали К65 по критерию личие утонения «шейки» по месту разрыва; хладноломкости. 3) на диаграмме разрушения обнару- Авторы выражают признательность жен не наблюдавшийся ранее участок (назван Т.С. Есиеву за участие в работе и подготовке «упругий – упруго-пластический») в координа- рукописи. тах ход ударника 10,3 мм, время 1,63 мс, совпа- дающий с раскрытием упругой трещины при Список литературы разрушении; 1. Арабей А.Б. Развитие технических требований 4) температура формирования шевронно- к металлу труб магистральных газопроводов / А.Б. Арабей // Известия вузов. Черная го (хрупкого) излома, выявленного при поли- металлургия. ‒ 2010. ‒ № 7. ‒ С. 3‒10. гонных испытаниях, соответствует температу- ре хрупко-вязкого перехода, определенной ме- 2. Штремель М.А. Разрушение: в 2-х кн. Кн. 1: Разрушение материала / М.А. Штремель. – тодом ИПГ; М.: МИСиС, 2014. – 670 с.

Experimental determination and concomitant signs of a brittle-ductile transition temperature for K65-grade pipe steel

A.B. Arabey1*, A.G. Glebov2, L.M. Kaputkina2, I.Yu. Pyshmintsnev3, S.Ye. Yakovlev1, A.I. Abakumov4, D.Ye. Kaputkin5

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation 2 Moscow State Institute of Steel And Alloys (NUST MISIS), Bld. 4, Leninskiy prospect, Moscow, 119049, Russian Federation 3 The Russian Research Institute of the Tube and Pipe Industries (RosNITI), Bld. 30, Novorossiyskaya street, Chelyabinsk, 454139, Russian Federation 4 Russian Federal Nuclear Center ‒ All-Russian Research Institute of Experimental Physics (FSUE RFNC ‒ VNIIEF), Bld. 37, prospect Mira, Sarov, Nizhniy Novgorod Region, 607188, Russian Federation 5 The Moscow State Technical University of Civil Aviation (MSTUCA), Bld. 20, Kronshtadtskiy boulevard, Moscow, 125493, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. In virtue of simultaneous analysis of the ductile test and drop-weight test (DWT) results, authors assessed a temperature of a brittle-ductile transition for the K65 (X80) grade pipe steels taking into consideration the geometry and texture changes in the sharp bends of the pipe samples. The named tests were carried out at temperatures of ‒196…+20 °С and ‒80…+20 °С correspondingly (last ones at a pitch of 10 °С). It was stated that for the second case the target value was higher than for the fi rst one. The experimentally derivable indicators of a viscous state of a metal were listed. The serial tests were carried out using a DWT40 drop-weight tear tester and the standard samples 27,7 mm in thickness manufactured from the steel sheets (the 1st series) and the correspondent steel pipes (the 2nd series). The DWT tests demonstrated that due to the impact of a striker the local metal volumes like the triangular pyramids appeared near the cuts at the lateral sides of the samples. In course of destruction, these volumes moved towards a longitudinal axis of the sample. Dimensions of such volume reduced when the temperature dropped, and if the temperature became lower than the temperature of the brittle-ductile transition, these volumes vanished. There are the following indicators of either metal viscosity, or its decrease: a type of a bend, which could be either tough, or brittle (correspondingly, when the temperature exceeds the temperature of the brittle-ductile transition, or on the contrary is lesser); presence or absence of the plastic-bend sections at a diagram; the sizes of the thinned holes on the lateral sides of the samples; the sizes of the localized volumes. Using the derived laws of metal behavior within the interval of brittle-ductile transition, authors examined the pilot tests of the K65-grade steel pipes. During these tests, a tough main crack has bifurcated nearby a cooler feed and has circled round the pipe. At that, at both sides of a cooled spot a chevron-type bend has been observed, which has indicated transition to brittle destruction. On account of the brittleness transition temperature value of minus 70 °С, authors have assessed the relative deformation of a metal nearby the cooled spots within a pipe wall.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 161

Keywords: pipe steel, temperature of a brittle-ductile transition, drop-weight test, modulus of resilience, sharp bend.

References 1. ARABEY, A.B. Evolution of technical requirements imposed to metals for pipes of gas mains [Razviyiye tekhnicheskikh trebovaniy k metallu trub magistralnykh gazoprovodov]. Izvestiya Vuzov. Chernaya Metallurgiya, 2010, no. 7, pp. 3‒10. ISSN 0368-0797. (Russ.). 2. STREMEL, M.A. Rapture of material [Razrusheniye materiala]. In: STREMEL, M.A. Destruction [Razrusheniye]: in 2 bks. Moscow: Moscow State Institute of Steel And Alloys, 2014, bk. 1. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 162 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

УДК 622.691.4.053 Газотранспортная система: исследования конструкций и технического состояния магистральных газопроводов

В.В. Харионовский

ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 E-mail: [email protected]

Ключевые слова: Тезисы. Изложены результаты исследований технического состояния конструкций магистраль- газотранспортная ных газопроводов и соответствующие практические наблюдения. Показано, что для обеспечения система, надежности эксплуатации газотранспортной системы необходим комплекс аналитических, экспери- магистральный ментальных и полигонных исследований, включающих анализ технического состояния, разработку газопровод, и применение диагностических методов и средств, оценку работоспособности и ресурса различных конструкционная в конструктивном отношении потенциально опасных участков газопроводов с дефектами, созда- надежность, ние системы управления техническим состоянием объектов газотранспортной системы. Приведены работоспособность, примеры экспериментальных и натурных испытаний высокопрочных труб, в том числе в условиях дефект, Крайнего Севера и морских акваторий, на основе которых реализованы проектные решения совре- диагностика менных газопроводов. технического состояния, оценка срока Общие положения службы и ресурса. Газотранспортная система (ГТС) за последние 50 лет получила большое развитие в научно-техническом и производственном плане. Если в начальный период эксп- луатация газопроводов осуществлялась только в европейской части России, при этом диаметры газопроводов и рабочие давления были незначительными, то начи- ная с 1970-х гг. география ГТС значительно расширилась за счет Западной Сибири и Средней Азии и преобладающими стали протяженные газопроводы диаметром 1020…1420 мм с давлениями газа до 120 атм. В это время были разработаны основы проектирования магистральных газопроводов (МГ) [1–3]. С увеличением сроков эксплуатации в газопроводах появились дефекты корро- зионного характера, а также трещины, вмятины, утонения и их сочетания. В связи с этим обозначились новые исследовательские задачи в области анализа технического состояния МГ, в том числе защиты от коррозии, обеспечения прочности и устойчиво- сти в слабонесущих и мерзлых грунтах, защиты от вибраций надземных газопрово- дов и подводных переходов, поддержания несущей способности перемычек и крано- вых узлов при высоких перепадах температур и т.п. В ходе анализа задач были выявлены следующие особенности отечественной ГТС: • газопроводы проходят через различные геолого-климатические зоны, при этом к объектам предъявляется единое требование – надежная поставка газа потребителю; • нагрузки и воздействия на газопроводы имеют широкий спектр. Одни хорошо поддаются аналитическому описанию. Среди них давление и температура газа, виб- рационные нагрузки на трубопроводы компрессорных станций, ветровые нагрузки на надземные трубопроводы, гидродинамические воздействия на подводные пере- ходы. Другие относятся к специальным: действие мерзлых и просадочных грунтов, оползней, карстов и других природных и техногенных явлений; • система протяженных транзитных газопроводов содержит комплекс метал- лоемких сооружений, в состав которых входит широкая номенклатура контруктивно неоднородных труб, существенно отличающихся механическими свойствами, хими- ческим составом и свариваемостью. В зависимости от категорий участков трасс МГ оценка работоспособности труб оценивается статистическими методами [4];

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 163

• при строительстве и в процессе эксп- комплекс исследований [5–7], на основе кото- луатации у газопроводов появляются и разви- рых разработаны нормативные документы1. ваются дефекты различного рода, возможно из- В условиях болот Западной Сибири выявлено менение механических свойств, проводится ре- значительное количество всплывших участ- монт отдельных участков, что выдвигает зада- ков газопроводов (см. рис. 1, п. 6), приводя- чу оценки срока службы и ресурса; щих к потере устойчивости положения МГ. • при строительстве МГ использова- Применительно к надземным газопроводам лись покрытия трассового нанесения типа основным дефектом считаются усталостные «Поликен», которые в перспективе показали трещины (см. рис. 1, п. 4), развитие которых себя недостаточно долговечными: в течение может привести к разрывам. Тем самым ак- 7‒10 лет для изолированных с применением туальной задачей стала оценка технического таких покрытий труб стали характерны обра- состояния газопроводов на основе проведения зования протяженных отслоений. Металл труб диагностических работ и определения уровня в местах отслоений практически не защищался надежности в эксплуатации. средствами электрохимической защиты, что Принципиальная схема анализа техничес- приводило к лавинному нарастанию корро- кого состояния показана на рис. 2. На ней обо- зионных и стресс-коррозионных повреждений. значены три уровня, необходимые для анали- При этом отличительной особенностью за состояния МГ: 1) системы базы знаний и об- ГТС является ее функционирование в едином следований; 2) технические методы и средства технологическом режиме. Для обеспечения реализации диагностики; 3) система принятия успешной эксплуатации масштабной, не имею- решений по результатам инспекций и оценка щей мировых аналогов системы МГ потре- надежности газопровода в целом. бовалось создать новое научное направление Исследования конструкционной надеж- «конструкционная надежность», и такая ра- ности проводились в рамках следующих отрас- бота начиная с 1975 г. проводилась в отрасли левых программ: «Комплексная система диаг- с использованием потенциала специалистов ностики и технической инспекции магистраль- ВНИИГАЗа [5]. ных газопроводов России (1994–1997 гг.)»; «Диагностическое обслуживание и повыше- Техническое состояние и надежность ние надежности магистральных газопроводов, конструкций МГ объектов добычи и переработки газа (1998– Конструкции газопроводов, несмотря на ка- 2002 гг.)»; «Обеспечение надежности газо- жущуюся простоту, находятся под действием проводов в условиях слабонесущих грунтов комплекса нагрузок вероятностного характе- Севера и Западной Сибири (2003–2005 гг.)»; ра, подвержены влиянию окружающей среды. «Повышение технологической безопасности При эксплуатации возможны экстремальные и устойчивости функционирования объектов ситуации в результате изменения гидрогеоло- РАО «Газпром» (1997–1999 гг.)», а также в ходе гии, микроклимата и связанных с ними дефор- плановых работ ВНИИГАЗа [8‒14]. Основные маций грунтов и силовых эффектов. Указанные направления исследований включали: ситуации порождают нерасчетные напряжения • разработку теоретических основ и ме- в трубах. Кроме того, неизбежны отклоне- тодов обеспечения надежности газопрово- ния от необходимых требований при выполне- дов в эксплуатации, в том числе постановку нии строительных и ремонтных работ. Анализ проблемы ресурса и управления техническим эксплуатации показывает, что дефекты можно состоянием; типизировать (рис. 1). • экспериментальные и натурные обсле- Дефекты общей коррозии – питинги, язвы, дования потенциально опасных участков газо- утонения стенки трубы (см. рис. 1, пп. 1‒5) – проводов; возникают прежде всего на газопроводах с пле- 1 ночной изоляцией. Стресс-коррозионные де- См. СТО Газпром 2-2.3-760-2013. Инструкция по идентификации коррозионного растрескивания фекты (см. рис. 1, п. 2) стали наиболее опас- под напряжением металла труб как причины отказов ными на протяжении последних 20 лет, и для магистральных газопроводов; СТО Газпром 2-5.1-148-2007 (с Изменением № 1). их изучения и принятия решений выполнен Методы испытаний сталей и сварных соединений на коррозионное растрескивание под напряжением.

№ 2 (44) / 2020 164 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Ɉɛɳɚɹɥɨɤɚɥɶɧɚɹ ɇɚɤɨɩɥɟɧɢɟɭɫɬɚɥɨɫɬɧɵɯɩɨɜɪɟɠɞɟɧɢɣ ɢɩɨɞɩɥɟɧɨɱɧɚɹɤɨɪɪɨɡɢɹ ɡɚɪɨɠɞɟɧɢɟɢɪɨɫɬɞɟɮɮɟɤɬɨɜ

Ʉɨɪɪɨɡɢɨɧɧɨɟɪɚɫɬɪɟɫɤɢɜɚɧɢɟ Ɋɚɡɪɭɲɟɧɢɟɢɡɨɥɹɰɢɨɧɧɨɝɨɩɨɤɪɵɬɢɹ ɩɨɞɧɚɩɪɹɠɟɧɢɟɦ ɄɊɇ

ɍɯɭɞɲɟɧɢɟɫɥɭɠɟɛɧɵɯɯɚɪɚɤɬɟɪɢɫɬɢɤ ɂɡɦɟɧɟɧɢɟɜɧɟɲɧɢɯɭɫɥɨɜɢɣɜɞɨɥɶɬɪɚɫɫɵ ɦɟɬɚɥɥɚɬɪɭɛ ɢɧɚɪɭɲɟɧɢɟɩɪɨɟɤɬɧɨɝɨɩɨɥɨɠɟɧɢɹ

ɋɧɢɠɟɧɢɟɩɪɟɞɟɥɶɧɨɣ ɞɟɮɨɪɦɚɰɢɢɧɚ« ɋɧɢɠɟɧɢɟɩɨɤɚɡɚɬɟɥɟɣ ɬɪɟɳɢɧɨɫɬɨɣɤɨɫɬɢɞɨ

Рис. 1. Типичные дефекты МГ

Ɍɟɯɧɢɱɟɫɤɨɟɫɨɫɬɨɹɧɢɟ ɦɚɝɢɫɬɪɚɥɶɧɵɯɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞɨɜ

ɋɬɚɞɢɢ ɋɢɫɬɟɦɚɛɚɡɵɡɧɚɧɢɣɞɚɧɧɵɯ ɋɢɫɬɟɦɚɨɛɫɥɟɞɨɜɚɧɢɣ ɠɢɡɧɟɧɧɨɝɨ ɢɨɪɝɚɧɢɡɚɰɢɨɧɧɨɬɟɯɧɢɱɟɫɤɢɯ ɜɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ ɰɢɤɥɚ ɦɟɪɨɩɪɢɹɬɢɣ

ɉɪɨɟɤɬɢɪɨɜɚɧɢɟ Ⱦɢɚɝɧɨɫɬɢɤɚ Ⱦɢɚɝɧɨɫɬɢɤɚ Ⱦɢɚɝɧɨɫɬɢɤɚ Ɋɚɡɞɟɥɞɢɚɝɧɨɫɬɢɤɢɜɩɪɨɟɤɬɟ ɫɩɟɰɢɚɥɢɡɢɪɨɜɚɧɧɵɦɢ ɫɥɭɠɛɨɣ ɢɧɞɢɜɢɞɭɚɥɶɧɨɝɨ ɨɪɝɚɧɢɡɚɰɢɹɦɢ ɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ ɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞɚ ɋɬɪɨɢɬɟɥɶɫɬɜɨ Ʉɨɪɪɨɡɢɨɧɧɵɟ Ʉɨɧɬɪɨɥɶ ɋɛɨɪɢɧɮɨɪɦɚɰɢɢ Ʉɨɧɬɪɨɥɶɫɜɚɪɧɵɯɫɨɟɞɢɧɟɧɢɣ ɢɡɦɟɪɟɧɢɹ ɢɢɡɦɟɪɟɧɢɹ ɩɨɨɬɞɟɥɶɧɵɦ ɩɨɥɨɠɟɧɢɹɬɪɭɛɨɩɪɨɜɨɞɚ &6&$1ɢɞɪ ɧɚɩɨɬɟɧɰɢɚɥɶɧɨ ɭɱɚɫɬɤɚɦ ɭɫɬɪɨɣɫɬɜɨɞɢɚɝɧɨɫɬɢɱɟɫɤɢɯ ȼɧɭɬɪɢɬɪɭɛɧɚɹ ɨɩɚɫɧɵɯɭɱɚɫɬɤɚɯ ɉɪɨɮɢɥɚɤɬɢɱɟɫɤɢɟ ɩɨɫɬɨɜ ɞɢɚɝɧɨɫɬɢɤɚ Ʉɨɧɬɪɨɥɶ ɦɟɪɨɩɪɢɹɬɢɹ ɗɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɹ ȼɟɪɬɨɥɟɬɧɵɟ ɧɚɩɪɹɠɟɧɧɨɝɨ Ʉɨɧɬɪɨɥɶ ɢɧɫɩɟɤɰɢɢ ɫɨɫɬɨɹɧɢɹ ɪɚɛɨɬɨɫɩɨɫɨɛɧɨɫɬɢ ɉɟɪɟɢɫɩɵɬɚɧɢɹ

Ɉɰɟɧɤɚ ɋɢɫɬɟɦɚ ɧɚɞɟɠɧɨɫɬɢ ɩɪɢɧɹɬɢɹɪɟɲɟɧɢɣ ɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞɚɜɰɟɥɨɦ Ɉɰɟɧɤɚɪɚɛɨɬɨɫɩɨɫɨɛɧɨɫɬɢ Ɉɰɟɧɤɚɨɫɬɚɬɨɱɧɨɝɨɪɟɫɭɪɫɚ ȼɵɜɨɞɢɪɟɦɨɧɬ ɇɚɡɧɚɱɟɧɢɟɫɪɨɤɚɫɥɟɞɭɸɳɟɣɢɧɫɩɟɤɰɢɢ Рис. 2. Принципиальная схема анализа технического состояния газопроводов

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 165

• прикладные исследования работоспо- в сложных природно-климатических условиях. собности трубопроводов с дефектами, в том Так, в связи с перспективой строительства числе в условиях стресс-коррозии; системы газопроводов Бованенково – Ухта на- • разработку методов и средств диагнос- чиная с 1987 г. проводилсь крупномасштабные тики технического состояния; исследования конструктивных решений газо- • исследование надежности морских газо- проводов в Норильском промышленном ре- проводов; гионе на опытно-промышленном полигоне, где • масштабные испытания высокопрочных представлены четыре участка газопровода диа- труб; метром 1420 мм общей протяженностью 5 км. • разработку нормативной документации Участки оснащены измерительными постами, в области надежности эксплуатируемых газо- в которых размещены термопоперечники, пу- проводов. чиномеры, тензометры, приборы для измере- В теории конструкционной надежности ния колебаний надземного участка. В итоге трубопроводов основным показателем, опреде- накопленная за длительный период информа- ляющим их работоспособность, считается нап- ция позволила разработать рекомендации для ряженно-деформированное состояние (НДС), проектировщиков [5, 10‒12, 14]. В условиях которое определяют расчетными методами Крайнего Севера получили распространение и посредством измерений [5]. Специалистами надземные газопроводы, что обусловлено ми- ВНИИГАЗа разработаны методы расчета участ- нимальным нарушением почвенного покрова, ков газопроводов, имеющих различные дефек- исключением пучения и осадки конструкции ты [5, 8‒12], и впервые в отрасли применен ме- газопровода в мерзлых грунтах и т.п. При этом тод тензометрирования газопроводов в усло- обсуждалась опасность протяженных разрывов виях эксплаутации, позволяющий дать реаль- газопроводов в эксплуатации. Специалистами ную оценку НДС [13]. С применением этого ме- ВНИИГАЗа предложена конструкция опор, тода выполнены работы по оценке НДС на раз- устойчивых к лавинному разрушению, и сов- личных всплывших участках газопроводов местно со службами эксплуатации проведены в Западной Сибири, технологических трубо- натурные испытания на разрыв (внутреннее проводах компрессорных станций «Грязовец», давление газа 41 кг/см2) участка газопровода «Юбилейная», «Хива», дожимной компрес- диаметром 700 мм и длиной L = 500 м (рис. 4). сорной станции «Газли», подводных перехо- Испытания показали эффективность опор: раз- дах газопроводов через р. Каму. Пример таких рыв газопровода прекращался после 2-й опоры. работ – тензометрические измерения на кол- По результатам исследований конструк- лекторе диаметром 1420 мм Уренгойского газо- ций газопроводов в мерзлых и слабонесущих конденсатного месторождения (рис. 3). грунтах получены практические результа- Наряду с аналитическими исследования- ты [15‒18], в частности: балльная оценка фак- ми большую роль играют натурные испыта- торов опасности при пучении грунтов для под- ния, которые являются определяющими для земных и надземных участков, а также оценка анализа работоспособности трубопроводов устойчивости участка газопровода при всплы- тии в болотах. Основными показателями на- дежности служат коэффициент надежности и коэффициент устойчивости [5].

Диагностические работы на МГ Для анализа технического состояния газо- транспортной системы, насчитывающей око- ло 180 тыс. км газопроводов, разработана кон- цепция диагностики и сформированы отрас- левые программы (см. ранее), что позволило в настоящее время выполнять плановое диаг- ностическое обслуживание с применением Рис. 3. Измерение силовых параметров современных методов и средств [5, 19]. взаимодействия газопровода Основным инструментом диагностики под- с многолетнемерзлыми грунтами земных газопроводов является внутритрубная

№ 2 (44) / 2020 166 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

6 5 3 4 1 2 L

Ⱥ±Ⱥ Ⱥ

Ⱥ Рис. 4. Испытания на разрыв газопровода на лавиноустойчивых опорах: 1…6 – номера измерительных постов

Применительно к отчечественной ГТС необходимо отметить следующие затрудняю- щие проведение диагностических работ фак- торы: эксплуатация МГ в регионах со слож- ными природно-климатическими условиями, единый технологический режим работы ГТС, большая протяженность транзитных газопро- водов, различные конструктивные решения – неравнопроходные участки, крутоизогнутые отводы, прямые врезки, большое количество газопроводов-отводов (общая протяженность около 36 тыс. км), в том числе и однониточ- Рис. 5. Магнитный дефектоскоп диаметром ных. В связи с этим определены области при- 1420 мм с продольным намагничиванием менения внутритрубной диагностики (таб- лица). Отдельной составляющей диагностики яв- дефектоскопия, и начиная с 1998 г. промыш- ляется электрометрия, направленная на оценку ленное внедрение получили отечественные состояния электрохимической защиты, корро- внутритрубные дефектоскопы (рис. 5) компа- зионной активности грунтов и прогноз корро- ний «Спецнефтегаз» и «Оргэнергогаз». зионной опасности отдельных участков [19].

Типовые и проблемные участки МГ для внутритрубной дефектоскопии Типовой участок Проблемный участок Отсутствие камер запуска-приема Наличие камер запуска-приема очистных очистных устройств; неравнопроходные устройств; постоянный диаметр (D) Признаки диаметры; радус поворотов составляет по всему участку; равнопроходная трубная 1,5D; наличие прямых врезок; подводные арматура; радиус поворотов больше 3D переходы; морские газопроводы вид Профилеметрия; дефектоскопия магнитными снарядами Обязательные исполнение Модифицированное стандартное обследования Стандартное снаряда или специальное Обследование снарядами типа ЭМАТ для определения состояния изоляционного Дополнительные покрытия; обследование снарядами типа ЭМАТ для выявления стресс-коррозионных обследования трещин; планово-высотное определение положения газопровода геометрическими снарядами повышенной точности (XGP) с последующими расчетами НДС

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 167

Кроме того, на трассах газопроводов нашла применительно к системе «трубопровод с де- применение геотехническая диагностика, под- фектами – нагрузки – механические свойства разумевающая контроль положения трубопро- материала трубы» (см. рис. 2). Примером мо- водов, состояния участков трассы, возмож- жет служить исследование работоспособности ных процессов эрозии, размывов траншеи, обвязки трубопроводов компрессорной стан- а также вертолетные обследования газопрово- ции «Юбилейная», где на испытательном стен- дов с использованием лазерных и тепловизион- де для циклических гидравлических испытаний ных комплексов с целью поиска утечек, видео- на различных уровнях давления проводились съемки и анализа состояния охранных зон и ми- натурные испытания и тензоизмерения секций нимальных безопасных расстояний [18, 19]. труб цеха № 4 с поверхностными дефектами. Анализируя диагностическое обслуживание С целью анализа работоспособности из об- в целом, следует назвать задачи, перспективные вязки вырезали участок трубы длиной 3,5 м в отношении существующей ГТС и газопрово- и диаметром 1020 мм с наиболее неблаго- дов нового поколения. К таковым относятся: приятным сочетанием поверхностных дефек- • разработка методов и средств диагнос- тов (рис. 6). Дефекты D1…D4 представля- тики и мониторинга газопроводов с большими ли собой раковины, острые подрезы и кавер- сроками эксплуатации; ны. Образец испытали сначала на рабочее дав- • диагностика газопроводов при капи- ление 7,4 МПа в течение 51 цикла, затем про- тальном ремонте с применением наружных вели гидростатическое испытание с подъемом сканеров-дефектоскопов, увеличивающих тем- давления до 12,8 МПа (около 0,9 предела теку- пы ремонта; чести) и выдержкой в течение 7 ч. Ввиду от- • диагностика технологических трубопро- сутствия роста дефектов давление подняли водов компрессорных станций на основе внут- до 18 МПа (сертификатный предел прочности ритрубных комплексов, позволяющих обнару- металла трубы) и выдержали в течение 3 ч, жить дефекты на вертикальных и крутоизогну- при этом в центральной части образца обнару- тых участках; жена значительная пластическая деформация. • диагностика и мониторинг запорно-регу- Комплекс испытаний завершился разрывом при лирующей арматуры в трассовых условиях. увеличении давления до 20,5 МПа, что намно- Для новых газопроводов, которые бу- го выше расчетного значения. Для уточненной дут эксплуатироваться в условиях Крайнего оценки результатов были определены факти- Севера, арктического шельфа, Восточной ческие механические свойства металла трубы, Сибири и Дальнего Востока, необходимо раз- значения которых оказались выше сертификат- работать многофункциональные комплексы, ных: по пределу текучести – на 11 %, по преде- а именно: лу прочности – на 4 %, по относительному уд- • диагностические комплексы, рассчитан- линению при разрыве – на 25 %. Комплексный ные на условия мерзлых грунтов и низкие тем- анализ позволил выявить реальную работоспо- пературы; собность технологических трубопроводов ком- • средства и методы обследования газо- прессорной станции при наличии групповых проводов арктического шельфа; дефектов и разработать соответствующую ме- • внутритрубные дефектоскопы для про- тодику [9]. В целом результаты исследований тяженных морских газопроводов с высоким ра- по этой теме подробно изложены в опублико- бочим давлением. ванных ранее работах [12, 15‒17]. Для эксплуатируемой ГТС большое значе- Комплексная оценка технического состояния ние имеет оценка сроков безопасной работы и ресурса газопроводов и остаточного ресурса. В процессе рассмотре- Результаты диагностических работ создают ния этой проблемы потребовалось учесть сле- базу для оценки технического состояния газо- дующие присущие МГ отличия: проводов, при этом с точки зрения безопасной • газопроводы ‒ это масштабные линей- эксплуатации, планирования ремонтных работ ные системы, и для оценки их ресурса нужно и прогноза технического состояния МГ важ- уметь выявлять потенциально опасные участки; но разрабатывать аналитические методы оцен- • отдельные участки регулярно реконст- ки опасности дефектов. Для этого прочност- руируются, и после ремонтов необходимо при- ные задачи системы следует формулировать менять специальные методы оценки ресурса;

№ 2 (44) / 2020 168 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

'

ʋ ʋ  Ɉɫɶɬɪɭɛɵ

' 

 ʋ ʋ 

ʋ    

 ' 

'  7 

Рис. 6. Участок трубы, мм, с поверхностными дефектами D1…D4: № 1…№ 5 – цепочки тензодатчиков

• в процессе эксплуатации газопрово- финансового риска эксплуатации по причине дов возникают нерасчетные (в проектах) наг- нестабильности поставки газа в трубопровод рузки и воздействия, а при больших сроках в указанных объемах. эксплуатации необходим анализ изменений Базовый период эксплуатации представ- механических свойств металла труб и сварных ляет собой технически обоснованный срок соединений, например ухудшения пластичнос- службы, который определяется фактическим ти [5, 20]. или прогнозируемым техническим состоянием При определении срока безопасной эксп- газопровода, а также приборными параметрами луатации обследуемых участков газопроводов системы технического обслуживания. требуется учитывать динамику роста дефек- Период эксплуатации по техническому тов во времени. В реальных условиях ремонту состоянию включает срок эксплуатации, кото- подлежат участки, имеющие закритические де- рый основан на проведении процедуры прод- фекты, например уменьшение толщины стенки ления срока безопасной эксплуатации. Этот на 30 %, вмятины с трещинами, недопустимую период предусматривает комплексную оцен- овализацию и т.п. Как показывает статистика, ку технического состояния и характеризуется после 30 лет эксплуатации число закритичес- эксплуатацией газопроводов по фактическому ких дефектов достигает 40 % от общей числен- техническому состоянию в течение 45…60 лет. ности. В связи с этим в методических целях По достижении суммарной календарной разработаны методы оценки сроков безопасной наработки 55…60 лет газопроводы вступают эксплуатации МГ (рис. 7) [19]. Сначала при- в завершаюший период эксплуатации. Он ха- веден амортизационный срок службы, кото- рактеризуется возможным старением основ- рый характеризует осуществление техничес- ного металла и сварных соединений, а также кого обслуживания за счет финансовых от- увеличением общего числа дефектов и ростом числений, не облагаемых налогами на при- усталостных трещин. При этом вероятность быль. С техническим состоянием или физи- наступления предельного состояния согласно ческим ресурсом труб и конструктивных эле- механическим критериям разрушения или ментов амортизационный срок службы не свя- экономическим критериям увеличения эксп- зан. Прогнозирование оптимального амортиза- луатационных затрат на поддержание работо- ционного срока службы должно выполняться способности существенно повышается. Для на основе моделей, включающих помимо тех- принятия решения о возможности продления нических параметров и экономической струк- срока безопасной эксплуатации в завершаю- туры эксплуатационных затрат более общие щий период требуются полное обследование экономические факторы, в частности фактор состояния металла труб, сварных соединений,

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 169

Ⱥɦɨɪɬɢɡɚɰɢɨɧɧɵɣɫɪɨɤɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ±ɝɨɞɚ

ɉɪɨɞɥɟɧɢɟɪɟɫɭɪɫɚ

Ɍɟɯɧɢɱɟɫɤɢɨɛɨɫɧɨɜɚɧɧɵɣ ɛɚɡɨɜɵɣ ɫɪɨɤɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ±«ɥɟɬ

ɉɟɪɢɨɞɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢɩɨɬɟɯɧɢɱɟɫɤɨɦɭɫɨɫɬɨɹɧɢɸ ɉɪɨɞɥɟɧɢɟɪɟɫɭɪɫɚɤɩɟɪɢɨɞɭɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ«ɥɟɬ

Ɂɚɜɟɪɲɚɸɳɢɣɩɟɪɢɨɞɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ•ɥɟɬ

Ⱥɧɚɥɢɡɫɨɫɬɨɹɧɢɹɦɟɬɚɥɥɚɬɪɭɛ ɉɪɢɦɟɧɟɧɢɟ ɉɨɥɧɨɟ ɫɜɚɪɧɵɯɫɨɟɞɢɧɟɧɢɣɮɢɬɢɧɝɨɜ ɧɨɜɵɯɪɚɫɱɟɬɧɵɯ ɨɛɫɥɟɞɨɜɚɧɢɟ ɢɡɚɩɨɪɧɨɪɟɝɭɥɢɪɭɸɳɟɣɚɪɦɚɬɭɪɵ ɤɪɢɬɟɪɢɟɜ

Ⱥɧɚɥɢɡɧɚɞɟɠɧɨɫɬɢɢɨɩɪɟɞɟɥɟɧɢɟɪɟɠɢɦɨɜɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ

ɉɪɢɧɹɬɢɟɪɟɲɟɧɢɣ

ɐɟɥɟɫɨɨɛɪɚɡɧɨ ɋɧɢɠɟɧɢɟ Ʌɢɤɜɢɞɚɰɢɹ ɜɨɫɫɬɚɧɨɜɥɟɧɢɟ ɪɚɛɨɱɟɝɨɞɚɜɥɟɧɢɹ ɧɨɜɨɟɫɬɪɨɢɬɟɥɶɫɬɜɨ

Рис. 7. Укрупненный алгоритм оценки сроков безопасной эксплуатации МГ

фитингов и запорно-регулирующей арматуры, способность МГ, имеют большое значение, а также применение нового критерия прочнос- поэтому данная тема постоянно разрабаты- ти в эксплуатации [20]. Очевидно, что в про- вается специалистами отрасли совместно с ме- цессе эксплуатации на газопроводах выпол- таллургами. В последние десятилетия большое няются работы по техническому обслужива- внимание уделено высокопрочным трубам, нию и ремонту (ТОиР). Поэтому мероприятия обеспечивающим высокое давление и, следова- ТОиР и ресурсные оценки взаимосвязаны и ис- тельно, пропускную способность современных пользуют совместные результаты. Например, газопроводов. При этом актуальной стала за- на участке газопровода с дефектами, где вы- дача исследования протяженного разрушения полнены ремонтные работы, срок безопасной труб при высоких давлениях. В мировой прак- эксплуатации определяется с учетом соот- тике в этих целях применяют критерий конт- ветствующих сроков безопасной эксплуатации роля распространения разрушения труб [21], отремонтированного участка согласно проек- выведенный по результатам многочисленных ту газопровода. Соседние участки с допусти- лабораторных и натурных испытаний. мыми дефектами обследуются в плановом по- Несмотря на то что с позиций экономики рядке, и для них оценка остаточного ресурса лучше использовать трубы категории прочнос- осуществляется с учетом отраслевых рекомен- ти Х100 и выше, с позиций безопасности это даций2. проблематично (рис. 8). Поэтому при выборе труб для системы газопроводов Бованенково – Исследования труб МГ Ухта диметром 1420 мм и рабочим давлением Исследования труб, обеспечивающих безопас- 120 атм потребовалась специальная программа ную эксплуатацию и высокую пропускную комплексных испытаний [22], в которую вошли стандартные заводские испытания на образцах, 2 См. ВРД 39-1.10-043-2001. Положение о порядке гидравлические испытания трубы с поверх- продления ресурса магистральных газопроводов ОАО «Газпром». См. также: Методика о порядке ностным надрезом на разрушение для оценки продления срока безопасной эксплуатации трещиностойкости и полигонные испытания магистральных газопроводов ОАО «Газпром». – трубных секций для оценки распространения М.: ВНИИГАЗ, 2005. – 58 с.

№ 2 (44) / 2020 170 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

и инженерных решений [5, 19]. Считается, что стресс-коррозия, или КРН, возникает, ког- Ɍɟɯɧɨɥɨɝɢɱɟɫɤɢɣɩɪɟɞɟɥ ɩɪɨɢɡɜɨɞɫɬɜɚɬɪɭɛ да взаимодействуют несколько факторов, а именно: технология производства труб, уро- вень НДС газопровода (как правило, не ниже 0,4 от предела текучести), окружающая грун- Ɍɨɪɦɨɠɟɧɢɟɬɪɟɳɢɧɵ товая среда. Ввиду масштабности проблемы в ПАО «Газпром» и ведущих компаниях

ɋɨɩɪɨɬɢɜɥɟɧɢɟɪɚɡɪɭɲɟɧɢɸ Канады и США начиная с 1990 г. существовали специальные программы, охватывавшие иссле- Ɋɚɫɩɪɨɫɬɪɚɧɟɧɢɟ ɬɪɟɳɢɧɵ дования металла труб (их склонности к обра- зованию и развитию трещин), натурные обсле- X60 X70 X80 X90 •; дования газопроводов и разработку диагности- 300 350 400 450 500 ческих средств обнаружения стресс-коррозии. ɄɨɥɶɰɟɜɨɟɧɚɩɪɹɠɟɧɢɟɆɉɚ Специалистами ВНИИГАЗа и трубной компа- Рис. 8. Контроль распространения вязкого нией JFE (Япония) выполнены исследования разрушения труб: X60…X100 – категории стойкости трубных сталей к стресс-коррозии прочности труб по стандарту Американского с применением различных методов испыта- института нефти (англ. American Petroleum ний. По итогам этих работ и ряда вытекающих Institute, API) из них исследований [7] разработаны соответст- вующие стандарты1.

Испытания труб для морских газопроводов Морские газопроводы подвержены специаль- ным нагрузкам и воздействиям, поэтому на- ряду с типовыми испытаниями тру́бы про- веряются на смятие, предельный изгибаю- щий момент (проверка максимально допусти- мых деформаций при опускании трубной пле- ти с судна) и длительные коррозионные наг- Рис. 9. Испытания высокопрочных труб рузки [23]. Особое внимание уделяется натур- ным испытаниям. Примером здесь может слу- жить сооружение газопровода «Голубой по- трещины в условиях, приближенных к реаль- ток», представляющего собой уникальный ным условиям эксплуатации. Также были про- проект, который был реализован в сложных думаны особые требования к трубам класса условиях Черного моря: глубина на большей прочности К65. части трассы составляет примерно 2 км, наб- На полигоне, созданном специалистами людаются высокая концентрация сероводоро- ПАО «Газпром» и ООО «Газпром транс- да в придонных слоях, сейсмичность отдель- газ Екатеринбург» [22], организовали усло- ных участков дна (до 8 баллов), мутьевые пото- вия для охлаждения труб до температуры ми- ки. Отличительные черты проекта: отсутствие нус 20 °С (требования проекта) и установи- опыта производства толстостенных труб, рас- ли систему сбора и обработки показаний дат- считанных на давление газа 250 атм, и боль- чиков температуры, давления, скорости дви- шая – около 400 км – протяженность газопро- жения трещины. В результате испытаний про- вода. Один из примеров натурных испытаний дукции Ижорского трубного завода и компании труб в условиях Черного моря дан на рис. 10, «Ниппон стил» (Япония) (рис. 9) подтверждена где представлены образцы труб с покрытием надежность высокопрочных труб и обосновано из полипропилена и нанесенными дефектами. их применение в современных газопроводах. Практическое применение при сооруже- Сложной для исследователей и на практи- нии морских газопроводов нашли обетониро- ке оказалась проблема стресс-коррозии, и для ванные трубы. Для обоснования их надежнос- ее разрешения потребовалось реализовать ком- ти специалистами ВНИИГАЗа и Московского плекс аналитических, экспериментальных трубозаготовительного комбината реализован

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 171

в сравнительно простых природно-климати- ческих условиях. Для отечественной ГТС, не имеющей мировых аналогов, потребовалось разработать оригинальную концепцию управле- ния техническим состоянием. При этом на пер- вом этапе были проведены консультации с авто- рами системы PIMS, и затем сформулированы основные цели компании ПАО «Газпром» при- менительно к российской ГТС [24], а именно: Рис. 10. Натурные испытания элементов • обеспечение надежности процесса труб в Черном море. Турецкий склон. транспортировки и хранения газа, структурной Глубина 300 м. Образцы труб с покрытиями целостности и заданного уровня объектов ГТС; • обеспечение экологической и промыш- ленной безопасности при эксплуатации объек- тов ГТС. Концепция, разработанная специалистами ПАО «Газпром» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ», содержала следующие рабочие разделы: • принципы реформирования процесса управления техническим состоянием: • целевую модель процесса управления, где описаны задачи диагностирования, анализа Рис. 11. Укладка обетонированных труб технического состояния и технического риска, газопровода Джубга – Лазаревское ‒ Сочи структура показателей технического состояния и целостности и т.п.; • методологические основы процесса; комплекс натурных исследований, куда вош- • информационное обеспечение процесса ли испытания труб на изгиб и удар для оцен- управления техническим состоянием и целост- ки целостности бетонной оболочки и на сдвиг ностью ГТС. для анализа отсутствия смещения бетона отно- Концепция предполагает решение широко- сительно металлической трубы. С целью опре- го круга задач на трех уровнях ‒ от руководства деления НДС газопровода при укладке в море компании до структурного подразделения газо- и допустимого радиуса упругого изгиба были транспортного общества. Информация об от- выполнены испытания на изгиб трубной сек- дельных достигнутых результатах уже обнаро- ции длиной 60 м и диаметром 1020 мм, кото- дована [25, 26]. рые показали возможность использования труб при строительстве (рис. 11). *** Материалы статьи свидетельствуют, что Управление техническим состоянием МГ на современном этапе техническое состояние С увеличением сроков эксплуатации газопро- отечественной ГТС отвечает международным водов практически важной оказалась проблема требованиям надежности и безопасной эксп- управления их техническим состоянием [19]. луатации. Изучение этой тематики началось в веду- Перспективные задачи исследований щих газовых компаниях ФРГ, Нидерландов, конструкций газопроводов направлены на по- Великобритании около 20 лет назад. Были соз- вышение работоспособности газопроводов даны системы управления техническим сос- с большими сроками эксплуатации, разра- тоянием и целостностью газопроводов, в кото- ботку методов обеспечения устойчивости га- рых сочетаются технические, управленческие зопроводов нового поколения в арктической и организационные решения, в общем виде зоне и на континентальном шельфе и их диаг- обозначенные как PIMS (англ. pipeline integrity ностики в сложных природно-климатических management system). Разработки зарубежных условиях, развитие методов управления техни- компаний относятся к компактным ГТС про- ческим состоянием ГТС с учетом газопроводов тяженностью 5…10 тыс. км, эксплуатируемым Восточной Сибири и Дальнего Востока.

№ 2 (44) / 2020 172 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Список литературы 1. Ходанович И.Е. Аналитические основы 14. Методические рекомендации по расчетам проектирования и эксплуатации магистральных конструктивной надежности магистральных газопроводов / И.Е. Ходанович. – газопроводов. – М.: ИРЦ Газпром, 1997. – М.: Гостоптехиздат, 1961. 126 с. 2. Бородавкин П.П. Подземные магистральные 15. Проблемы надежности газопроводных трубопроводы / П.П. Бородавкин. – конструкций: сб. научн. трудов. – М.: Энерджи Пресс, 2011. – 480 с. М.:ВНИИГАЗ, 1991. – 169 с. 3. Харионовский В.В. Надежность 16. Вопросы надежности газопроводных магистральных газопроводов: конструкций: сб. научн. трудов. – становление, развитие и современное М.: ВНИИГАЗ, 1993. – 110 с. состояние / В.В. Харионовский // Газовая 17. Надежность и диагностика газопроводных промышленность. – 2019. – № 1. – С. 56–68. конструкций: сб. научн. трудов. – М.: Газпром 4. Харионовский В.В. Стохастические методы ВНИИГАЗ, 1996. – 200 с. в задачах для магистральных трубопроводов / 18. Методика оценки фактического положения В.В. Харионовский // Известия РАН. Механика и состояния подземных трубопроводов. – твердого тела. – 1996. – № 3. – С. 110–116. М.: ВНИИГАЗ, 1992. – 53 с. 5. Харионовский В.В. Надежность 19. Салюков В.В. Магистральные и ресурс конструкций газопроводов / газопроводы. Диагностика и управление В.В. Харионовский. – М.: Недра, 2000. – 467 с. техническим состоянием / В.В. Салюков, 6. Антонов В.Г. Коррозионное растрескивание В.В. Харионовский. – М.: Недра, 2016. – 213 с. под напряжением труб магистральных 20. Харионовский В.В. Работоспособность газопроводов: атлас / В.Г. Антонов и др.; газопроводов с большими сроками под общ. ред. А.Б. Арабея, З. Коношински. – эксплуатации / В.В. Харионовский // Газовая М.: Наука, 2006. промышленность. – 2017. – № 5. – С. 56–61. 7. Арабей А.Б. Влияние особенностей 21. Кнауф Г. Подход группы EPRG технологии производства труб на стойкость по предотвращению протяженного вязкого к коррозионному растрескиванию разрушения в газопроводных трубах / Г. Кнауф, под напряжением в процессе эксплуатации Д. Демофонти // Наука и техника в газовой магистральных газопроводов / А.Б. Арабей, промышленности. – 2009. – № 1. – С. 10–16. Т.С. Есиев, И.В. Ряховских и др. // Газовая промышленность. – 2012. – № 2 (673). – 22. Созонов П.М. Экспериментальные С. 52–54. возможности и результаты работы опытного полигона ООО «Газпром трансгаз 8. Методические рекомендации по оценке Екатеринбург» по проведению полигонных работоспособности трубопроводов с дефектами пневматических испытаний / П.М. Созонов, овализации. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 1996. – С.В. Трапезников // Наука и техника в газовой 34 с. промышленности. – 2009. – № 1. – С. 88–91. 9. Рекомендации по оценке работоспособности 23. Харионовский В.В. Морские газопроводы. участков газопроводов с поверхностными Исследования и практические решения / повреждениями. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, В.В. Харионовский. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 1996. – 20 с. 2019. – 256 с. 10. Рекомендации по оценке работоспособности 24. Информационно-управляющая система подводных переходов газопроводов транспортировки газа и газового конденсата при размывах дна. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, (ИУСТ) ПАО «Газпром». – 1995. – 40 с. https://www.primegroup.ru/projects/ 11. Методика расчета технологических pao-gazprom-4/ трубопроводов компрессорных станций. – 25. Недзвецкий М.Ю. Перспективные направления М.: ВНИИГАЗ, 1987. – 94 с. развития Системы управления техническим 12. Рекомендации по оценке несущей способности состоянием и целостностью объектов участков газопроводов в непроектном газотранспортной системы / М.Ю. Недзвецкий, положении. – М.: ВНИИГАЗ, 1986. – 53 с. Р.Р. Кантюков, С.В. Нефедов и др. // Тезисы докладов 8-й Междунар. научн.-тех. конф. 13. Методические рекомендации по натурным «Газотранспортные системы: настоящее измерениям напряженного состояния и будущее». – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. – магистральных газопроводов. – М.: ВНИИГАЗ, С. 7–8. – http://vesti-gas.ru/sites/default/fi les/ 1985. – 43 с. attachments/gts-2019-ru.pdf

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 173

26. Трапезников С.В. Организация процессов 8-й Междунар. научн.-тех. конф. управления техническим состоянием «Газотранспортные системы: настоящее и целостностью объектов МГ ООО «Газпром и будущее». – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. – трансгаз Екатеринбург» / С.В. Трапезников, С. 11. – http://vesti-gas.ru/sites/default/fi les/ К.В. Постаутов // Тезисы докладов attachments/gts-2019-ru.pdf

Gas transportation system: studies of construction and technical status of gas mains

V.V. Kharionovskiy

Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: [email protected]

Abstract. Author highlights studies of technical status of the trunk gas pipeline constructions, and adduces correspondent practical observations. He shows that to provide reliable operation of a gas transmitting system a complex of analytic, experimental and ground studies is needed. It must include analysis of technical status, development and application of the diagnostic methods and instruments, assessment of lifespan and resource for the constructively differing pipeline segments with potentially dangerous damages, creation of a system for control of technical status of transport facilities. There are the examples of the experiments and ground tests of the ultra- strength pipes, including the cases of the Far North and marine aquatories. Basing on the named testes few modern gas pipelines have been designed.

Keywords: gas transportation system, trunk gas pipeline, design reliability, operational capacity, defect, diagnostics of technical status, assessment of lifespan and resource.

References 1. KHODANOVICH, I.Ye. Analytic principals for design and application of gas mains [Analiticheskiye osnovy proyektirovaniya i ekspluatatsii magistralnykh gazoprovodov]. Moscow: Gostoptekhizdat, 1961. (Russ.). 2. BORODAVKIN, P.P. Buried trunk gas pipelines [Podzemnyye magistralnyye truboprovody]. Moscow: Energy Press, 2011. (Russ.). 3. KHARIONOVSKIY, V.V. Reliability of main gas pipelines: formation, development and modern situation [Nadezhnost magistralnykh gazoprovodov: stanovleniye, razvitiye i sovremennoye sostoyaniye]. Gazovaya Promyshlennost, 2019, no. 1, pp. 56–68. ISSN 0016-5581. (Russ.). 4. KHARIONOVSKIY, V.V. Stochastic methods in problems concerned with trunk gas pipelines [Stokhasticheskiye metody v zadachakh dlya magistralnykh gazoprovodov]. Izvestiya Rossiyskoy Akademii Nauk. Mekhanika Tverdogo Tela, 1996, no. 3, pp. 110–116. ISSN 0572-3299. (Russ.). 5. KHARIONOVSKIY, V.V. Reliability and resource of pipeline structures [Nadezhnost i resurs konstruktsiy gazoprovodov]. Moscow: Nedra, 2000. (Russ.). 6. ANTONOV, V.G., et al. Stress corrosion cracking of main gas pipelines [Korrozionnoye rastreskivaniye pod napryazheniyem trub magistralnykh gazoprovodov]: atlas. ARABEY, A.B., Z. KNOSHINSKI (eds.). Moscow: Nauka, 2006. (Russ.). 7. ARABEY, A.B., T.S. YESIYEV, I.V. RYAKHOVSKIKH, et al. Effect of pipe production technology on pipe resistance to stress corrosion during operation of trunk gas pipelines [Vliyaniye osobennostey tekhnologii proizvodstva trub na stoykost k korrozionnomy rastreskivaniyu pod napryazheniyem v protsesse ekspluatatsii magistralnykh gazoprovodov]. Gazovaya Promyshlennost. 2012, no. 2, pp. 52–54. ISSN 0016-5581. (Russ.). 8. Guidelines on assesment of working capacity for pipelines with ovalling defects [Metodicheskiye rekomendatsii po otsenke rabotosposobnosti truboprovodov s defektami ovalizatsii]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 1996. (Russ.). 9. Recommendations on assessment of working capacity for pipeline sections with surface damages [Rekomendatsii po otsenke rabotosposobnosti uchastkov gazoprovodov s poverkhnostnymi povrezhdeniyami]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 1996. (Russ.). 10. Recommendations on assessment of working capacity for submerged pipeline crossings in case of bed erosion [Rekomendatsii po otsenke rabotosposobnosti podvodnykh perekhodov gazoprovodov pri razmyvakh dna]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 1995. (Russ.). 11. Calculation procedure for designing process pipelines of compressor plants [Metodika rascheta tekhnologicheskikh truboprovodov kompressornykh stantsiy]. Moscow: VNIIGAZ, 1987. (Russ.). 12. Recommendations on assessment of load bearing capacity for pipelines sections beyond design [Rekomendatsii po otsenke nesushchey sposobnosti uchastkov gazoprovodov v neproektnom polozhenii]. Moscow: VNIIGAZ, 1986. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 174 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

13. Guidelines on in-situ measurements of stress-strain behavior for trunk gas pipelines [Metodicheskiye rekomendatsii po naturnym izmereniyam napryazhennogo sostoyaniya magistralnykh gazoprovodov]. Moscow: VNIIGAZ, 1985. (Russ.). 14. Guidelines on calculation of design reliability for trunk gas pipelines [Metodicheskiye rekomendatsii po raschetam konstruktivnoy nadezhnosti magistralnykh gazoprovodov]. Moscow: IRTs Gazprom, 1997. (Russ.). 15. Reliability challenges of pipeline constructions [Problemy nadezhnosti gazoprovodnykh konstruktsiy]: collected book. Moscow: VNIIGAZ, 1991. (Russ.). 16. Issues of pipeline construction reliability [Voprosy nadezhnosti gazoprovodnykh konstruktsiy]: collected book. Moscow: VNIIGAZ, 1993. (Russ.). 17. Reliability and diagnostics of pipeline constructions [Nadezhnost i diagnostika gazoprovodnykh konstruktsiy]: collected book. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 1996. (Russ.). 18. Procedure for estimation of factual position and status of buried pipelines [Metodika otsenki fakticheskogo polozheniya i sostoyaniya podzemnykh truboprovodov]. Moscow: VNIIGAZ, 1992. (Russ.). 19. SALUKOV, V.V., V.V. KHARIONOVSKIY. Gas mains. Diagnostics and control of technical status [Magistralnyye gazoprovody. Diagnostika i upravleniye tekhnicheskim sostoyaniyem]. Moscow: Nedra, 2016. (Russ.). 20. KHARIONOVSKIY, V.V. Working capacity of gas pipelines with long lifespans [Rabotosposobnost gazoprovodov s bolshimi srokami ekspluatatsii]. Gazovaya Promyshlennost, 2017, no. 5, pp. 56–61. ISSN 0016-5581. (Russ.). 21. KNAUF, G., G. DEMOFONTI. EPRG approach for ductile crack arrest in gas transmission pipelines [Podkhod gruppy EPRG po predotvrashcheniyu protyazhennogo vyazkogo razrusheniya v gazoprovodnykh trubakh]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2009, no. 1, pp. 10–16. ISSN 2070-6820. (Russ.). 22. SOZONOV, P.M., S.V. TRAPEZNIKOV. Experimental options and work results of the Gazprom Transgaz Yekaterinburg LLC proof ground for pilot pneumatic tests [Eksperimentalnyye vozmozhnosti i rezultaty raboty opytnogo piligona OOO “Gazprom transgaz Yekaterinburg” po provedeniyu poligonnykh pnevmaticheskikh ispytaniy]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2009, no. 1, pp. 88–91. ISSN 2070-6820. (Russ.). 23. KHARIONOVSKIY, V.V. Marine gas pipelines. Studies and practical solutions [Morskiye gazoprovody. Issledovaniya i prakticheskiye resheniya]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019. – 256 с. 24. Gazprom PJSC Information and Control System for Gas and Gas Condensate Transmission [Informatsionno- upravlyayushchaya sistema transportirovki gaza i gazovogo kondensata (IUST) PAO “Gazprom”] [online]. (Russ.). Available from: https://www.primegroup.ru/projects/pao-gazprom-4/ 25. NEDZVETSKIY, M.Yu., R.R. KANTYUKOV, S.V. NEFEDOV, et al. Prospective development trends of the management system for the technical status and integrity of GTS facilities [online]. In: Abstracts of the VIII International Conference and Exhibition “Gaz Transportation Systems: Present and Future”, 23–25 October 2019. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, pp. 7–8. Available from: http://vesti-gas.ru/sites/ default/fi les/attachments/gts-2019-en.pdf 26. TRAPEZNIKOV, S.V., K.V. POSTAULOV. Technical status and integrity management organization at gas trunkline facilities of Gazprom Transgaz Yekaterinburg LLC [online]. In: Abstracts of the VIII International Conference and Exhibition “Gaz Transportation Systems: Present and Future”, 23–25 October 2019. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, p. 11. Available from: http://vesti-gas.ru/sites/default/fi les/attachments/ gts-2019-en.pdf

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 175

УДК 544.344.015.5 Модель транспорта многофазного флюида с неравновесным межфазным обменом

В.Е. Костюков1, В.И. Жигалов1, А.А. Кибкало1, В.П. Башурин1, А.Г. Данилов1*

1 ФГУП РФЯЦ-ВНИИЭФ, Российская Федерация, 607188, Нижегородская обл., г. Саров, пр. Мира, д. 37 * E-mail: [email protected]

Тезисы. На примере двухфазной среды «газ – жидкость» рассматривается модель неравновесного Ключевые слова: транспорта многофазного флюида. Показан метод численного решения задачи, основанный на рас- трубопроводный щеплении по физическим процессам. Исследована сходимость наиболее сложного процесса – транспорт, неравновесного межфазного обмена. Результаты моделирования показывают перспективность ис- многофазный пользования метода расщепления для оптимального решения задач транспорта нефтегазовых сме- флюид, сей в скважинах и трубопроводных системах. неравновесное фазовое распределение, Задача транспорта многофазного флюида в одномерном приближении является численное одной из основных с точки зрения описания процесса движения углеводорода в сква- моделирование, жинах и магистральных трубопроводах [1]. Поскольку внешние условия и характе- метод расщепления по физическим ристики самого течения могут сильно меняться со временем, определяющим приз- процессам. наком служит фазовый состав течения в переходных и некоторых стационарных ре- жимах. При этом возникают ситуации, в которых фазовое распределение становится неравновесным [2, 3]. Рассмотрим модель неравновесного транспорта многофазного флюида на приме- ре двухфазной среды «газ – жидкость». Метод численного решения задачи основан на расщеплении по физическим процессам [4, 5]. В общем случае система уравнений, описывающая динамику флюида, имеет вид [4]:

Ut + F(U)x = S(U), (1)

где t – время; векторы консервативных переменных U, потоков F(U) и источни- ков S(U) содержат основные термодинамические параметры – плотность (ρ), ско- рость (u), давление ( p) и внутреннюю энергию (e):

§·DUɝɝ § DU ɝɝɝu · ¨¸ ¨2 ¸ DUuup D() U  ¨¸ɝɝɝ ¨ ɝ ɝɝ ɝ ¸ ¨¸DUeuep ¨ D() U  ¸ UFU ¨¸ɝɝɝ;. () ¨ ɝ ɝ ɝɝ ɝ ¸ ¨¸DUɠɠ ¨ DU ɠɠɠu ¸ ¨¸ ¨2 ¸ DUɠɠɠuup D ɠ() U ɠɠ  ɠ ¨¸ ¨ ¸ ©¹DUɠɠɠeuep ©ɠɠ D( U ɠɠ  ɠ) ¹

Уравнения общеизвестны и получаются из законов сохранения массы, импульса и энергии, записанных для каждой фазы (г – газ; ж – жидкость) с учетом их объем-

ных концентраций αг, αж (соответственно). Правая часть системы (1) содержит слагаемые, учитывающие влияние различных физических явлений – гравитации, межфазного обмена вещества, межфазного тре- ния, теплообмена и др.:

S(U) = Sгр(U) + Sов(U) + Sтр(U) + Sто(U) + … соответственно.

№ 2 (44) / 2020 176 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Система (1) является нелинейной, поэтому трение (релаксацию по скорости) и межфаз- в случае использования неявных счетных схем ные обмены вследствие массопереноса (ре- приходится линеаризовать систему уравне- лаксацию по химическим потенциалам). Такое ний и использовать итерации Ньютона с об- расщепление позволяет все процессы, кроме ращением больших разреженных матриц [6]. гидродинамического течения, рассчитывать Линеаризация может быть сопряжена с труд- поточечно. Можно предположить, что ско- ностями в случае сложных уравнений состоя- рость процесса межфазного трения зависит ния (УРС). Также, возможно, такую процедуру от режима течения [6] и, следовательно, может придется проводить заново при изменении сис- варьироваться в широком диапазоне, поэтому темы уравнений и/или УРС. Для сходимости этот процесс имеет смысл выделить в отдель- итераций Ньютона приходится контролировать ную стадию. Другие процессы, например тре- размер временно́го шага, что может приводить ние со стенками, теплообмен с внешней сре- к его уменьшению. В свою очередь, данный дой, могут быть также выделены в отдельные факт способен нивелировать такое преимуще- стадии расщепления аналогично межфазному ство неявных схем, как устойчивость счета при трению либо включены в одну из стадий, ука- достаточно большом временно́м шаге. Кроме занных выше. того, реализация подобного подхода требует При использовании метода расщепления существенных временны́ х ресурсов. по физическим процессам процедура поиска Однако в стандартных задачах многофаз- решения на дискретном шаге Δt разбивается ного транспорта углеводородов в правой части на отдельные этапы так, что результат очеред- системы (1) всегда встречаются выражения ного этапа является начальным условием для

типа κu(uж – uг) и κh(hнг( p) – hг), где hнг( p) – эн- следующего. Например, вначале выполняется

тальпия в условиях насыщенного пара, hг – эн- шаг гидродинамического течения вещества, тальпия пара [4, 6]. Если требуется моделиро- далее шаг межфазного обмена, затем рассчи- вать условия быстрого достижения равнове- тывается теплообмен и т.д., причем Δt является сия по скорости между фазами или быстрого достаточно малым и одинаковым для всех про- достижения условия насыщения для энтальпии цессов.

пара, то параметры κu или κh (коэффициенты ()K (1) релаксации) выбирают достаточно больши- ULLUnttn''1 ... , ми, что определяет преимущества неявных

схем. Применение явных схем ко всей системе где Un и Un+1 – численные решения соответст- (i) с полноценной правой частью выглядит неоп- венно в начале и конце шага Δt; L Δt – оператор тимальным, поскольку, например, процессы численного расчета для i-го физического про- гидродинамического течения приходится рас- цесса. считывать для каждой компоненты, тогда как Преимущество данного подхода в том, что такие процессы достаточно рассчитать только каждый физический процесс на временно́м для каждой из фаз, а профили компонент полу- шаге Δt может быть рассчитан своим собствен- (i) чить из условия их мольного содержания в по- ным методом L Δt и иметь свою собственную токах всей смеси фазы. Неявные схемы тогда дискретизацию по времени в пределах Δt. В ал- становятся более предпочтительными. Однако горитме могут чередоваться точные аналити- в случае неявной схемы приходится обращать ческие решения и приближенные итеративные матрицу больших размеров на каждой итера- методы расчета, использоваться явные и неяв- ции Ньютона, особенно в случае многоком- ные численные схемы, а также другие методы. понентного флюида. В общем случае матрица Одна из принципиальных сложностей при имеет размер M(N+2)K×M(N+2)K, где M – чис- применении такого подхода – это расчет нерав- ло фаз, N – число компонент, K – число ячеек. новесного межфазного обмена. Остановимся Чтобы воспользоваться преимуществом явных на этом этапе подробнее. схем и при этом избежать указанных ограни- чений, для численного решения системы (1) Этап неравновесного межфазного обмена приме́ним процедуру расщепления. Рассмотрим задачу Брусиловского релакса- В нашем случае продемонстрируем этот ции фазовых систем к равновесию при задан- подход расщеплением на три процесса [4]: гид- ных полной энергии системы, общем объеме родинамику в поле силы тяжести, межфазное и компонентном составе [7]. Тогда система

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 177

7 160 ƒɋ ɛɚɪ

ɧɚɫɵɳɟɧɧɵɣɩɚɪ Ɍ ɩɚɪ p ɧɚɫɵɳɟɧɧɚɹɠɢɞɤɨɫɬɶ ɠɢɞɤɨɫɬɶ ɮɥɸɢɞ 6 155

5 150

4 145

3 140 0246810 0246810 ȼɪɟɦɹɦɫ ȼɪɟɦɹɦɫ   ɆȾɠ ɝ e   Ɇɚɫɫɚɝɚɡɚɤɝ

 

 

  0246810 0246810 ȼɪɟɦɹɦɫ ȼɪɟɦɹɦɫ  100

80 

60 Ɉɛɴɟɦɧɚɹɞɨɥɹɝɚɡɚ  ɋɤɨɪɨɫɬɶɢɫɩɚɪɟɧɢɹɤɝɫ 40

 20

 0 0246810 0246810 ȼɪɟɦɹɦɫ ȼɪɟɦɹɦɫ Рис. 1. Результаты тест а 1

№ 2 (44) / 2020 178 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

48 260 ƒɋ ɛɚɪ Ɍ p

46 258

44 256

42 254

40 ɧɚɫɵɳɟɧɧɵɣɩɚɪ 252 ɧɚɫɵɳɟɧɧɚɹɠɢɞɤɨɫɬɶ ɩɚɪ ɮɥɸɢɞ ɠɢɞɤɨɫɬɶ 38 250 0246 0246 ȼɪɟɦɹɦɫ ȼɪɟɦɹɦɫ   ɆȾɠ ɝ e   Ɇɚɫɫɚɝɚɡɚɤɝ

 

 

  0246 0246 ȼɪɟɦɹɦɫ ȼɪɟɦɹɦɫ  40

 30 Ɉɛɴɟɦɧɚɹɞɨɥɹɝɚɡɚ  20 ɋɤɨɪɨɫɬɶɢɫɩɚɪɟɧɢɹɤɝɫ

 

 0 0246 0246 ȼɪɟɦɹɦɫ ȼɪɟɦɹɦɫ Рис. 2. Результаты теста 2

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 179

для расчета консервативных величин в слу- Начальные условия для тестовых расчетов чае неравновесного межфазного обмена может межфазного обмена быть записана в виде Т, °С Масса, кг Энергия, МДж Тест газ жидкость газ жидкость газ жидкость ­USUtnn ɨɜ (), ttt[,1 ]; ® (2) 1 160 140 2,5 1,0 6,442 0,596 ¯U()xt, nn U . 2 260 250 23,0 1,0 59,885 1,09

где Un – значения консервативных величин

в начальный момент времени tn.

Поток (Гμ) вещества между фазами про- Анализировалось достижение состояния рав- порционален разнице химических потенциа- новесия фаз: сходимость температур фаз лов (μ): к одному значению (релаксация по температу- ре) и сходимость скорости испарения/конден-

ȽP NP(),ɠɝ– P (3) сации к нулевому значению. Численные эксперименты демонстрируют где κ – коэффициент релаксации при массо- достижение состояния равновесия. Примеры обмене между фазами, который зависит от ре- начальных условий сведены в таблицу. жима течения. Химический потенциал зави- Параметр κ в выражении (3) принимали рав- сит от параметров состояния – давления и тем- ным 0,001. Результаты расчетов (рис. 1, 2) по-

пературы (T ), т.е. μk = μk( p, Tk), где k {ɝ; ɠ}, казывают перспективность использования ме- но не зависит от массы вещества в данной фазе. тода расщепления для оптимального решения Изменения импульса и энергии вследствие задач транспорта нефтегазовых смесей в сква- обмена вещества определяются разностями жинах и трубопроводных системах. соответственно скоростей фаз и химических потенциалов. Окончательно для правой части Список литературы системы уравнений (2) получим: 1. Брилл Дж.П. Многофазный поток в скважинах / Дж.П. Брилл, Х. Мукерджи. – М.; Ижевск: Роснефть, 2006. – 384 с. – (Библиотека §·*P ¨¸ нефтяного инжиниринга). *()uu ¨¸P ɠɝ 2. Зубов В.Р. Математическое моделирование ¨¸ *PPP ɠɝ многофазной фильтрации с неравновесными SU() ¨¸ . Ɉȼ фазовыми переходами / В.Р. Зубов. – М.: РГУ ¨¸*P нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2016. ¨¸*()uu  ¨¸P ɠɝ ¨¸* P P 3. Лобанова О.А. Моделирование неравновесного ©¹P ɠɝ фазового поведения при разработке нефтяных и газоконденсатных залежей / О.А. Лобанова. – При этом уравнение состояния, связываю- М.: Институт проблем нефти и газа РАН, 2016. щее консервативные и термодинамические ве- 4. Иванов И.Э. Численный алгоритм личины, имеет вид моделирования двухфазных течений, содержащих границы раздела фаз / И.Э. Иванов, И.А. Крюков // Физико- Dƒ(,pT ) [] DU ; ­ ɝɝ ɝ ɝɝ химическая кинетика в газовой ° °Dƒɠɠ(,pT ɠ ) []DU ɠɠ ; динамике [электрон. ресурс]. – М.: МГУ ® [](,)[];DUEpT D e им. М.В. Ломоносова: Институт проблем ° ɝɝ ɝ ɝ ɝɝ механики им. А.Ю. Ишлинского РАН, 2012. – ° ¯[]DUɠɠEpT ɠ(, ɠ ) [D ɠɠ e ], Т. 13. – Вып. 4. – https://docplayer.ru/164038131- Chislennyy-algoritm-modelirovaniya-dvuhfaznyh- techeniy-soderzhashchih-granicy-razdela-faz-i-e- где k( p, Tk), Ek( p, Tk) – плотность и удельная энергия пара или жидкости при заданных дав- ivanov-1-i-a-kryukov-2.html лении и температуре, k {ɝ; ɠ}. 5. Theofanous Th. On the computation of multiphase Далее приведем пример моделирования interactions in transonic and supersonic fl ows / Th. Theofanous, Ch.-H. Chang // 46th AIAA неравновесного межфазного обмена в усло- Aerospace Sciences Meeting and Exhibit. – виях неподвижной среды для воды и пара. Для 2008. – DOI:10.2514/6.2008-1233. – УРС «вода – пар» используется система урав- https://arc.aiaa.org/doi/10.2514/6.2008-1233 нений, разработанная Международной ассо- циацией по свойствам воды и пара (IAPWS) [8].

№ 2 (44) / 2020 180 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

6. Самигулин М.С. Создание сквозной системы 8. IAPWS R7-97 (2012): revised release реакторных кодов и их верификация on the IAPWS Industrial Formulation 1997 для обоснования безопасности АЭС for the Thermodynamic Properties of Water с ВВЭР / М.С. Самигулин, О.А. Воронова, and Steam. – Lucerne, Switzerland: International Ю.Ф. Данилов и др. – Саров, 2004. Association for the Properties of Water and Steam, 2007. – http://www.iapws.org/relguide/ 7. Брусиловский А.И. Фазовые превращения IF97-Rev.pdf при разработке месторождений нефти и газа / А.И. Брусиловский. – М.: Грааль, 2002. – 575 с.

Model for transfer of a multiphase fluid with non-equilibrium interphase exchange

V.Ye. Kostuykov1, V.I. Zhigalov1, A.A. Kibkalo1, V.P. Bashurin1, A.G. Danilov1*

1 Russian Federal Nuclear Center – All-Russian Research Institute of Experimental Physics, Bld. 37, prospect Mira, Sarov, Nizhniy Novgorod region, 607188, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. The paper examines a model of non-equilibrium multiphase fl uid transportation in terms of a binary gas-fl uid medium. Authors suggest a numerical solution of this problem by means of splitting the phenomenon on separate physical processes. They study convergence of non-equilibrium interphase exchange as the most elaborate process. The results of numerical simulation promise successful application of the splitting method for optimal modelling of oil-gas mixture transportation in wells and pipelines.

Keywords: pipeline transport, multiphase fl uid, non-equilibrium phase distribution, numeric simulation, splitting on physical processes.

References 1. BRILL, J.P., H. MUKHERJEE. Multiphase fl ow in wells [Mnogofaznyy potok v skvazhinakh]. Translated from Engl. Moscow-Izhevsk (Russia): Rosneft, 2006. (Russ.). 2. ZUBOV, V.R. Mathematical modelling of multiphase fi ltration with non-equilibrium phase transitions [Matematicheskoye modelirovaniye mnogofaznoy fi ltratsii s neravnovesnymi fazovymi perekhodami]. Moscow: Gubkin University, 2016. (Russ.). 3. LOBANOVA, O.A. Simulation of non-equilibrium phase behavior at development of oil and gas- condensate deposits [Modelirovaniye neravnovesnogo fazovogo povedeniya pri razrabotke neftyanykh i gazokondensatnykh zalezhey]. Moscow: Oil and gas research institute of Russian Academy of Sciences, 2016. (Russ.). 4. IVANOV, I.E., I.A. KRYUKOV. Numerical algorithm of modeling of the two-phase fl ow containing interphase boundaries [Chislennyy algoritm modelirovaniya dvukhfaznykh techeniy, soderzhshchikh granitsy razdela faz]. Fiziko-khimicheskaya Kinetika v Gazovoy Dinamike [online]. Moscow: M.V. Lomonosov Moscow State University, Ishlinsky Institute for Problems in Mechanics of the Russian Academy of Sciences, 2012. (Russ.), vol. 13, is. 4. ISSN 1991-6396. Available from: https://docplayer.ru/164038131-Chislennyy-algoritm- modelirovaniya-dvuhfaznyh-techeniy-soderzhashchih-granicy-razdela-faz-i-e-ivanov-1-i-a-kryukov-2.html 5. THEOFANOUS, Th., Ch.-H. CHANG. On the computation of multiphase interactions in transonic and supersonic fl ows [online]. In: 46th AIAA Aerospace Sciences Meeting and Exhibit, 2008, DOI:10.2514/6.2008- 1233. Available from: https://arc.aiaa.org/doi/10.2514/6.2008-1233 6. SAMIGULIN, M.S., O.A. VORONOVA, Yu.F. DANILOV, et al. Creation of a transparent system of reactor codes, and their verifi cation to substantiate safety of atomic plants with pressurized-water reactors [Sozdaniye skvoznoy sistemy reaktornykh kodov i ikh verifi katsiya dlya obosnovaniya bezopasnosti AES c VVER]. Sarov, Russia, 2004. (Russ.). 7. BRUSILOVSKIY, A.I. Phase transformations at development of oil and gas fi elds [Fazovyye prevrashcheniya pri razrabotke mestorozhdeniy nefti i gaza]. Moscow: Graal, 2002. (Russ.). 8. IAPWS R7-97 (2012): revised release on the IAPWS Industrial Formulation 1997 for the Thermodynamic Properties of Water and Steam [online]. Lucerne, Switzerland: International Association for the Properties of Water and Steam, 2007. Available from: http://www.iapws.org/relguide/IF97-Rev.pdf

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 181

УДК 621.311:656.56 Вопросы электропитания вдольтрассовых объектов Единой системы газоснабжения России

А.Б. Васенин1, О.В. Крюков2*

1 АО «Гипрогазцентр», Российская Федерация, 603950, г. Нижний Новгород, ГСП-926, ул. Алексеевсеая, д. 26 2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]

Тезисы. Рассматриваются новые технические решения, направленные на поддержание штатной Ключевые слова: работы систем электроснабжения магистральных газопроводов, в том числе энергообеспечение Единая система вдольтрассовых потребителей. Предлагается использовать альтернативные автономные источники газоснабжения питания и комбинированные схемы электроснабжения. России, электроснабжение Активное расширение газотранспортных систем России и переориентация магистральных их на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона привели к значительному рос- газопроводов, ту темпов и объемов нового строительства объектов добычи, транспорта, переработ- вдольтрассовый потребитель, ки и подземного хранения газа [1, 2]. Повышение конкурентоспособности транспор- автономный та природного газа, снижение его энергоемкости и себестоимости напрямую связа- источник ны с модернизацией существующих систем электроснабжения (СЭС) [1–4]. Вопрос электроэнергии, эффективного и надежного электропитания основных технологических агрегатов ветровая компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов (МГ) [5, 6] и вдольтрас- энергоустановка, совых потребителей (ВТП) [7–9] является одним из наиболее важных и актуаль- микротурбина, турбодетандер, ных для газовой промышленности. Ежегодно ПАО «Газпром» использует на нуж- солнечная батарея, ды газотранспортных предприятий более 12 млрд кВт·ч электроэнергии с дина- каталитическая микой роста на 20…30 %. ВТП МГ потребляют относительно небольшую мощ- термоэлектри- ность, но надежность СЭС этих объектов должна обеспечиваться в соответствии ческая установка, с СТО Газпром 2-6.2-149-2007 по 1-й и 2-й категориям. Традиционные типовые преобразователь энергии «Ормат», проекты СЭС уже не всегда отвечают требуемой категории надежности энергопи- твердооксидный тания (рис. 1), поэтому для поддержания штатной работы СЭС требуются новые топливный элемент. технические решения с использованием альтернативных автономных источников и комбинированных схем электроснабжения. В настоящее время экономический потенциал альтернативных источников электроэнергии (включая возобновляемые) в России велик и составляет по самым скромным прогнозам около 30 % от всего объема потребления энергетических ре- сурсов [10, 11]. Доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в России сегодня составляет 0,6…0,8 % объема внутреннего энергопотребления, а в промышленно раз- витых странах достигает 5…30 %. В то же время, годовой энергетический потенциал России в 2000 раз превышает сегодняшний объем производства энергии в стране.

ɧɚɪɭɲɟɧɢɟɜɧɟɲɧɟɝɨɷɧɟɪɝɨɫɧɚɛɠɟɧɢɹ± ɜɵɯɨɞɢɡɫɬɪɨɹɷɧɟɪɝɨɨɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɹ± ɨɲɢɛɨɱɧɵɟɞɟɣɫɬɜɢɹɫɬɨɪɨɧɧɟɝɨɩɟɪɫɨɧɚɥɚ± ɨɲɢɛɨɱɧɵɟɞɟɣɫɬɜɢɹɨɛɫɥɭɠɢɜɚɸɳɟɝɨɩɟɪɫɨɧɚɥɚ± ɩɨɫɬɨɪɨɧɧɢɟɜɨɡɞɟɣɫɬɜɢɹ±

Рис. 1. Распределение нарушений работы энергообъектов МГ по причинам их возникновения

№ 2 (44) / 2020 182 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Как правило, трудно решаются вопросы энер- с известными преимуществами ветровых энер- госнабжения в районах (побережья Северного гоустановок (ВЭУ) перед другими типами Ледовитого и Тихого океанов, отдаленные возобновляемых источников, а именно: низки- сельские территории) с низкой плотностью ми капитальными затратами и эксплуатацион- нагрузки, большим числом мелких распреде- ными расходами, высокими КПД, надежностью ленных потребителей (включая объекты газо- и наработками на отказ, отсутствием расхода добычи и транспорта газа), подключение ко- углеводородного топлива и экологически вред- торых к центральным сетям нерентабельно ных выбросов и шума. Наконец, средства авто- (рис. 2). Здесь целесообразно применять ав- матизированного управления (САУ) и регулиро- тономные источники энергии (АИЭ), которые вания ВЭУ позволяют обеспечить оптимальные экономят углеводородное топливо и улучшают режимы генерирования, энергосбережения, мо- экологию. Известно, что один АИЭ мощно- ниторинга и устойчивости работы СЭС для уда- стью 20 кВт экономит 6 т условного топлива ленных маломощных потребителей. при потребности в них в масштабах страны Несмотря на полувековую историю проек- до 50 тыс. шт. в год. тирования и создания СЭС на базе ВЭУ и нали- Сегодня вопросы совершенствования возоб- чие нормативных документов государственного новляемых и комбинированных АИЭ не потеря- масштаба, повышению энергоэффективности, ли актуальности [1, 2, 12]. Более того, новая ап- устойчивости, экологичности и надежности паратная база электромашиностроения, силовой их работы уделяется недостаточное внимание. электроники и микропроцессорной техники до- Типовые решения СЭС с ВЭУ реализуют толь- полнительно стимулирует разработчиков на соз- ко частные задачи, не обеспечивая комплекса дание высокотехнологичных, энергоэффектив- проблем создания конкурентоспособных ин- ных, надежных и быстро окупаемых агрегатов теллектуальных источников электроснабжения и систем. Среди всего многообразия АИЭ в ус- по принципу активно-адаптивной «разумной» ловиях географических и климатических осо- электросети [12–14]. Принятые в последнее бенностей территории Российской Федерации время нормативные акты РФ стимулируют (рис. 3) наибольшее распространение получи- поиск инновационных энергосберегающих тех- ли разработки ветряных ферм (станций) и вет- нологий строительства СЭС на базе ВЭУ для родизельных энергоустановок. Это связано объектов и потребителей различных отраслей.

ɰɟɧɬɪɚɥɢɡɨɜɚɧɧɨɟɷɧɟɪɝɨɫɧɚɛɠɟɧɢɟ Ⱥɂɗ ɨɬȿɗɋɊɨɫɫɢɢ

Рис. 2. Целесообразные способы электроснабжения потребителей в РФ: ЕЭС – единая энергетическая система

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 183

ɋɤɨɪɨɫɬɶɜɟɬɪɚɦɫ

Ɇɟɧɟɟ             ɢɛɨɥɟɟ

Рис. 3. Среднегодовые скорости ветра по территории РФ на высоте 50 м

Анализ требований к электроснабжению ВТП Суммарная мощность этих потребителей Основными ВТП электроэнергии МГ являются достигает для разных газотранспортных пред- (табл. 1): приятий 0,25…9 МВт, а протяженность вдоль- • установки электрохимической защиты трассовых линий электропередачи (ЛЭП) – (ЭХЗ); 150…4800 км. Подобный разброс параметров • контролируемые пункты линейной теле- предполагает при проектировании СЭС каж- механики (КП ТМ); дого участка индивидуальный адаптирован- • оборудование радиорелейной (РРЛ) связи; ный подход к формированию СЭС, источников • газоизмерительные станции (ГИС); и схемы АИЭ. • узлы запуска / приема очистных уст- Структурообразование современных СЭС ройств (УЗОУ / УПОУ); линейными потребителями МГ определяется • газораспределительные станции / пункты их индивидуальными особенностями, среди (ГРС / ГРП); которых главными являются: • узлы редуцирования газа (УРГ); • значительная протяженность МГ и рас- • дома операторов / линейных обходчиков средоточенность ВТП по трассе; (ДО / ДЛО); • удаленность объектов от существующих • вертолетные площадки (ВЛП) и др. внешних энергоисточников и централизован- ных электросетей;

Таблица 1 Технические характеристики основных ВТП Категория надежности СЭС Средняя Основной Резервный Объект ВТП согласно СТО Газпром 2-6.2-149-07 мощность, кВт источник питания источник питания Установки ЭХЗ 27ВЛ-(6)10кВ ВЛ-(6)10кВ, АИЭ КП ТМ 15ВЛ-(6)10кВ АИЭ РРЛ связь 15ВЛ-(6)10кВ АИЭ ГИС 120ВЛ-(6)10кВ ВЛ-(6)10кВ, АИЭ УЗОУ 32ВЛ-(6)10кВ, АИЭ – УПОУ 12ВЛ-(6)10кВ ВЛ-(6)10кВ, АИЭ ГРС, ГРП 340ВЛ-(6)10кВ – УРГ 315ВЛ-(6)10кВ, АИЭ – ДО, ДЛО 310ВЛ-(6)10кВ – ВЛП 23ВЛ-(6)10кВ АИЭ

№ 2 (44) / 2020 184 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

• малые электрические нагрузки линей- • оперативный мониторинг состояния ных потребителей (2…40 кВт). агрегатов и параметров электроэнергии. Новый стратегический отраслевой до- кумент о перспективах энергообеспече- Принципы построения систем ния МГ Концепция энергосбережения и по- электроснабжения ВТП вышения энергетической эффективности Надежность СЭС линейных потребителей яв- ОАО «Газпром» на период 2011–2020 гг. ляется главным фактором стабильного и беза- (Приказ ПАО «Газпром» № 364 от 28.12.2010) варийного функционирования газотранспорт- нацеливает проектировщиков на «участие ных систем (рис. 4, см. с. 185). В настоящее в создании агрегатов малой энергетики, вклю- время применяются три основных варианта чая возобновляемые источники энергии, проектирования СЭС для линейных потребите- …и ЭСН1 нового поколения с экономичным лей МГ (рис. 5) [15, 16]. На рис. 6 представлена расходом топлива». В соответствии с дейст- типовая СЭС линейных потребителей МГ (ва- вующими нормативными документами отрас- риант 1, см. рис. 5). левого и государственного статуса АИЭ для Независимое (автономное) электроснабже- автономных СЭС должны обеспечивать: ние с питанием от АИЭ на основе топливного 1) блочно-комплектное исполнение за- газа (рис. 7) требует существенно меньших капи- водской готовности (источники питания, ап- тальных затрат, однако необходимо обеспечивать паратура управления, учета и распределения наличие топливного газа и мониторинг состоя- электроэнергии); ния и режимов работы оборудования; стоимость 2) качество поставляемой потребителям АИЭ в настоящие время достаточна высока. электроэнергии (ГОСТ 13109-97); 3) мощностной ряд АИЭ 1, 2, 4, 8, 16, 30, Основные виды ВИЭ для СЭС ВТП 40, 60, 100 кВт; Применительно к газотранспортным системам 4) ряд номинальных напряжений 24, 48, наивысшим приоритетом СЭС является обес- 110 В постоянного тока, 230 В переменного печение надежности работы всех объектов МГ, тока частотой 50 Гц; включая ВТП. Однако значимость экономиче- 5) питание ВТП в диапазоне мощностей ских и экологических аспектов производства 10:1 (до 10 % номинальной мощности); электроэнергии постоянно растет, поэтому 6) защиту от магнитных полей промыш- при выборе АИЭ для конкретных объектов не- ленной частоты (ГОСТ Р 50648-94); обходим комплексный учет всех особенностей 7) защиту от поражения электрическим то- их применения на данной территории. ком при прикосновении к токоведущим и ме- В настоящее время за рубежом и в нашей таллическим нетоковедущим частям, которые стране наиболее широкое применение получи- могут находиться под напряжением; ли следующие типы АИЭ для ВТП [10, 17]: 8) пожаро- и взрывобезопасность • микротурбинные установки на основе (ГОСТ 12.1.010) и средства пожаротушения высокоскоростных газовых турбин оригиналь- с временем срабатывания до 10…15 с; ной конструкции, обеспечивающих функцио- 9) стойкость к внешним механичес- нирование СЭС при набросах до 100 % наг- ким (ГОСТ 17516.1-90) и климатическим рузки, большой ресурс, надежность и длитель- (ГОСТ 15150-69) воздействиям. ную работу при низких нагрузках; САУ АИЭ должна обеспечивать: • агрегаты на топливных элементах, • устойчивую работу СЭС линейных пот- преобразующих химическую энергию доступ- ребителей МГ; ных видов топлива (в том числе водорода) • оптимальное регулирование параметров в электроэнергию в процессе электрохимичес- вырабатываемой электроэнергии; кого синтеза и характеризующиеся КПД более • длительную параллельную работу 50 %, высокой надежностью, долговечностью электроагрегатов СЭС; и простотой эксплуатации; • рациональное распределение генерируе- • ВЭУ с горизонтальной или вертикаль- мых мощностей АИЭ; ной осью вращения, отличающиеся боль- • адаптивное управление системами соб- шим коэффициентом использования ветрово- ственных нужд СЭС; го потока (до 0,593) и низким уровнем шумо- вибрационных характеристик; 1 ЭСН – электростанция собственных нужд. № 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 185

ɩɨɜɪɟɠɞɟɧɢɟɜɋɗɋɥɢɧɟɣɧɵɯɩɨɬɪɟɛɢɬɟɥɟɣ± ɨɛɪɵɜɩɪɨɜɨɞɨɜɢɞɪɦɟɯɚɧɢɱɟɫɤɢɟɩɨɜɪɟɠɞɟɧɢɹ± ɩɪɨɮɢɥɚɤɬɢɱɟɫɤɨɟɨɛɫɥɭɠɢɜɚɧɢɟɢɩɥɚɧɨɜɵɟɪɟɦɨɧɬɵ± ɨɬɤɥɸɱɟɧɢɟɩɢɬɚɧɢɹɥɢɧɢɹɦɢɪɟɥɟɣɧɨɣɡɚɳɢɬɵɢɚɜɬɨɦɚɬɢɤɢ±

Рис. 4. Статистика повреждений СЭС ВТП МГ

ȼɧɟɲɧɟɟɷɥɟɤɬɪɨɫɧɚɛɠɟɧɢɟɄɉɌɆɩɪɨɦɟɠɭɬɨɱɧɵɯɊɊɅɫɬɚɧɰɢɣɜɫɨɨɬɜɟɬɫɬɜɢɢ ɫɬɪɟɛɨɜɚɧɢɹɦɢɋɌɈȽɚɡɩɪɨɦ©Ʉɚɬɟɝɨɪɢɣɧɨɫɬɶɷɥɟɤɬɪɨɩɪɢɟɦɧɢɤɨɜɩɪɨɦɵɲɥɟɧɧɵɯ ɨɛɴɟɤɬɨɜɈȺɈ³Ƚɚɡɩɪɨɦ´ªɜɵɩɨɥɧɹɟɬɫɹɩɨɣɤɚɬɟɝɨɪɢɢɧɚɞɟɠɧɨɫɬɢ ɨɬɞɜɭɯɧɟɡɚɜɢɫɢɦɵɯɢɫɬɨɱɧɢɤɨɜ

ɣɜɚɪɢɚɧɬ ɣɜɚɪɢɚɧɬ ɣɜɚɪɢɚɧɬ

ɐɟɧɬɪɚɥɢɡɨɜɚɧɧɨɟɷɥɟɤɬɪɨɫɧɚɛɠɟɧɢɟɨɬɜɞɨɥɶɬɪɚɫɫɨɜɨɣ Ɍɟɯɧɢɱɟɫɤɢɟɭɫɥɨɜɢɹ ȼɪɚɣɨɧɟɪɚɡɦɟɳɟɧɢɹ ɜɨɡɞɭɲɧɨɣɅɗɉȼɅ  ɤȼɡɚɩɢɬɚɧɧɨɣ ɦɟɫɬɧɵɯɷɥɟɤɬɪɨɫɟɬɟɣ ɩɥɨɳɚɞɨɤɨɬɫɭɬɫɬɜɭɸɬ ɨɬɪɚɫɩɪɟɞɟɥɢɬɟɥɶɧɵɯɭɫɬɪɨɣɫɬɜɄɋ ɨɩɪɟɞɟɥɹɸɬɧɚɥɢɱɢɟ ɜɨɡɞɭɲɧɵɟɥɢɧɢɢ ɢɥɢɪɚɫɩɪɟɞɟɥɢɬɟɥɶɧɵɯɫɟɬɟɣɬɪɚɧɫɮɨɪɦɚɬɨɪɧɵɯ ɨɞɧɨɝɨɜɧɟɲɧɟɝɨ ɜɵɫɨɤɨɝɨɧɚɩɪɹɠɟɧɢɹ ɩɨɞɫɬɚɧɰɢɣɧɚɩɪɹɠɟɧɢɟɦɢɤȼ ɢɫɬɨɱɧɢɤɚɜɪɚɣɨɧɟ ɥɢɛɨɢɯɫɬɪɨɢɬɟɥɶɫɬɜɨ Ɍɪɟɛɨɜɚɧɢɟɩɨɤɚɬɟɝɨɪɢɣɧɨɫɬɢɨɛɟɫɩɟɱɢɜɚɸɬɫɹ ɪɚɡɦɟɳɟɧɢɹɩɥɨɳɚɞɨɤ ɡɚɬɪɭɞɧɟɧɨ ɭɫɬɚɧɨɜɤɨɣɜɥɢɧɢɢɚɜɬɨɦɚɬɢɡɢɪɨɜɚɧɧɵɯ ɚɢɦɟɧɧɨȼɅ  ɤȼ ɉɪɢɦɟɧɟɧɨɩɨɥɧɨɫɬɶɸ ɫɟɤɰɢɨɧɢɪɭɸɳɢɯɩɭɧɤɬɨɜɢɩɭɧɤɬɨɜɚɜɬɨɦɚɬɢɱɟɫɤɨɝɨ Ɍɪɟɛɨɜɚɧɢɟ ɚɜɬɨɧɨɦɧɨɟ ɜɜɨɞɚɪɟɡɟɪɜɚ ȺȼɊ Ⱦɚɧɧɵɟɫɯɟɦɵɨɬɥɢɱɚɸɬɫɹ ɩɨɤɚɬɟɝɨɪɢɣɧɨɫɬɢ ɷɥɟɤɬɪɨɫɧɚɛɠɟɧɢɟ ɨɬɧɨɫɢɬɟɥɶɧɨɣɧɚɞɟɠɧɨɫɬɶɸɜɨɡɦɨɠɧɨɫɬɶɸ ɧɚɞɟɠɧɨɫɬɢ ɩɥɨɳɚɞɨɤɊɊɅɫɜɹɡɢ ɞɢɫɬɚɧɰɢɨɧɧɨɝɨɭɩɪɚɜɥɟɧɢɹɝɢɛɤɨɫɬɶɸɚɥɝɨɪɢɬɦɚ ɷɥɟɤɬɪɨɫɧɚɛɠɟɧɢɹ ɨɫɧɨɜɧɨɣɢɫɬɨɱɧɢɤ ɭɩɪɚɜɥɟɧɢɹɪɟɫɭɪɫɨɦɞɨɥɟɬɧɨɢɦɟɸɬɫɭɳɟɫɬɜɟɧɧɵɣ ɨɛɟɫɩɟɱɟɧɨɭɫɬɚɧɨɜɤɨɣ ɧɚɛɚɡɟɩɪɟɨɛɪɚɡɨɜɚɬɟɥɹ ɧɟɞɨɫɬɚɬɨɤ±ɜɵɫɨɤɭɸɫɬɨɢɦɨɫɬɶɫɬɪɨɢɬɟɥɶɫɬɜɚ ɧɚɩɥɨɳɚɞɤɟɨɛɴɟɤɬɚ ɷɧɟɪɝɢɢ©Ɉɪɦɚɬª ɢɩɨɞɤɥɸɱɟɧɢɹɅɗɉ ɝɨ ɚɜɬɨɧɨɦɧɨɝɨ  ɪɟɡɟɪɜɢɪɭɟɬɫɹȾɗɋ ɢɫɬɨɱɧɢɤɚɧɚɛɚɡɟ ɞɢɡɟɥɶɧɨɣ ɷɥɟɤɬɪɨɫɬɚɧɰɢɢ Ⱦɗɋ

Рис. 5. Основные варианты построения схемы СЭС

Ʉɋ ɋɭɳɫɟɬɢ ɋɭɳɫɟɬɢ Ʉɋ ɁɊɍ  ɤȼ ɆɊɋɄ  ɤȼ ɆɊɋɄ  ɤȼ ɁɊɍ  ɤȼ

ɋɉɊ ɋɉɊ ɋɉɊȺȼɊ ɋɉɊ ɋɉɊ

ɍɡɟɥ ɩɨɞɤɥɸɱɟɧɢɹ ɄɉɌɆ ȽɊɋ ɄɉɌɆ ɄɉɌɆ ɍɊȽ Ƚɂɋ Ʉɋ Рис. 6. Структурная схема СЭС линейных потребителей: ЗРУ – закрытое распределительное устройство; МРСК – межрегиональная распределительная сетевая компания; СП-Р – секционирующий пункт-реклоузер

№ 2 (44) / 2020 186 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

ɈɬɫɟɤȾɗɍ ɈɊɆȺɌ

ȺȾ ɉɗ ~ ~ ~ ɉɗ ɤȼɬ ɤȼɬ ɤȼɬ

ȻɄɗɋ ~ ȼȽ ~ ȼɍ~ ȼɍ ȺȻ = = =

+ –

= ɂȽ ~

ȼɊɍ

QF

aȼ

QF1 QF2 QF3 QF4 QF5 QF6

Рис. 7. Схема электроснабжения (слева) и общий вид (справа) блочно-комплектного устройства электроснабжения (БКЭС) с АИЭ: ВРУ – внутреннее распределительное устройство; ДЭУ – дизель-электрическая установка; АБ – аккумуляторная батарея

• солнечные батареи модульного исполне- на различных линейных участках МГ России ния с высокими показателями прямого преоб- (рис. 8). Однако в каждом конкретном слу- разования солнечного света в электроэнергию; чае целесообразность применения тех или • турбодетандерные установки, выраба- иных источников электроснабжения долж- тывающие электроэнергию за счет утилиза- на быть обоснована технико-экономическими ции потенциальной энергии природного газа расчетами с учетом всех затрат, надежности, на стадии его передачи из МГ под давлением технолого-экологических факторов и быстро- 30…75 кгс/см2 в сеть потребителя под давле- ты окупаемости (рис. 9). нием 1…12 кгс/см2; Полная сравнительная оценка современ- • каталитические термоэлектрические ных АИЭ представлена в табл. 2. установки (КТЭУ) с прямым преобразованием В перспективе, возможно, наибольшей по- тепловой энергии в электрическую с использо- пулярностью и массовым применением среди ванием полупроводниковых термоэлементов; рассмотренных выше АИЭ будут пользоваться • двигатели Стирлинга, представляю- автономные генераторные комплексы на осно- щие собой поршневые двигатели с внешним ве ВЭУ в сочетании с ПЭ «Ормат» [10, 14]. Это подводом тепла от любого источника и отли- обусловлено высоким уровнем проработки тех- чающиеся экономичностью, низкими шумо- нологических и конструкторских решений дан- вибрационными характеристиками и малой ных электроэнергетических систем в практике токсичностью отработанных газов; создания высокоэффективных АИЭ для пита- • паротурбогенераторы (преобразователи ния объектов, аналогичных линейным потре- энергии (ПЭ) «Ормат») – полностью автоном- бителям МГ, проходящих по малонаселенным ные энергоустановки мощностью 4,0 кВт для и труднодоступным территориям с низким непрерывной генерации напряжения без техни- уровнем потребления электроэнергии. ческого обслуживания; Перечисленные факторы играют решаю- • поршневые электроагрегаты и др. щую роль при принятии решений о разви- Примеры практического использования пе- тии возобновляемых АИЭ СЭС объектов до- речисленных энергоисточников уже имеются бычи и транспорта газа. При этом согласно

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 187

Ⱦɗɍ± ɦɢɤɪɨɬɭɪɛɢɧɵ± ɝɚɡɨɩɨɪɲɧɟɜɵɟɷɥɟɤɬɪɨɫɬɚɧɰɢɢ Ƚɉɗɋ ± ɉɗ©Ɉɪɦɚɬª± ɄɌɗɍ± ɞɪɭɝɢɟ±

Рис. 8. Данные о применении АИЭ для линейных потребителей МГ

80

70 ɄɉȾ

60

50

40

30 ɝɢɛɪɢɞɧɵɟɫɢɫɬɟɦɵɧɚɬɨɩɥɢɜɧɵɯɷɥɟɦɟɧɬɚɯ 20 ȼɗɍɬɨɩɥɢɜɧɵɟɷɥɟɦɟɧɬɵ ɦɢɤɪɨɬɭɪɛɢɧɵ 10 ɝɚɡɨɜɵɟɬɭɪɛɢɧɵɩɚɪɨɜɵɟɬɭɪɛɢɧɵ ɞɜɢɝɚɬɟɥɢɜɧɭɬɪɟɧɧɟɝɨɫɝɨɪɚɧɢɹ Ⱦȼɋ 0 100 101 102 103 104 105 106 Ɇɨɳɧɨɫɬɶɤȼɬ Рис. 9. Сравнительная энергоэффективность ВИЭ

Таблица 2 Сравнительная оценка современных АИЭ Генерирующая Принцип работы Преимущества Недостатки установка Наброс 100 % нагрузки, Ресурс 40…60 тыс. ч, Сжигание газа устойчивая работа с низкой техобслуживание Микротурбина (природного, нагрузкой, высокая надежность, до 8 тыс. ч, замена масла сжиженного, биогаз) широкий мощностной ряд через 24 тыс. ч Электрогенератор Возобновляемая энергия, КПД Зависит от ветра. Шум, ВЭУ ветропотока до 60 %, экологичность вибрация Солнечная панель Возобновляемая энергия, Зависит от количества Фотогенератор (СП) экологичность солнечных дней Надежность до 20 лет без Наличие газа, высокая ПЭ «Ормат» Пароурбогенератор техобслуживания, не требует стоимость, ограниченный обслуживания ряд мощности Твердооксидный Прямое получение энергии Электрохимические топливный с КПД 50 %, экологичность Высокая стоимость реакции элемент (ТОТЭ) выбросов Преобразование Полезное использование Нерентабелен при низких Турбодетандер энергии снижения энергии газа при снижении нагрузках, требует (ТДА) давления газа из МГ давления постоянного расхода газа Компактность, надежность, КПД до 10 %, КТЭУ Термоэлектрогенератор невысокая стоимость ограничение мощности Поршневой двигатель Двигатель Необходимость источника с внешним подводом Экономичность, экологичность Стирлинга тепла тепла

№ 2 (44) / 2020 188 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Таблица 3 Применение новых АИЭ для питания ВТП Линейный АИЭ потребитель применяются в настоящие время перспектива применения Средства ЭХЗ ДЭУ, ПЭ «Ормат», КТЭУ, микротурбина ВЭУ, ТОТЭ, двигатель Стирлинга КП ТМ ДЭУ, ПЭ «Ормат», КТЭУ ВЭУ, ТОТЭ, двигатель Стирлинга ГИС ДЭУ, ГПЭС, микротурбина ТОТЭ, СП, микротурбина УПЗОУ, УПОУ ДЭУ, микротурбина, ПЭ «Ормат» ВЭУ, ТОТЭ, двигатель Стирлинга УРГ ДЭУ, ГПЭС, микротурбина ТОТЭ, ГПЭС, ТДА ГРС, ГРП ДЭУ, микротурбина, ГПЭС ТДА, ТОТЭ, микротурбина, ГПЭС

Таблица 4 Характеристики различных ТОТЭ для питания ВТП, включая ЭХЗ Тип электрохимического КПД, топливо Статус Область применения генератора ~ 60 %, водород; Энергоустановки для космических, подводных AFC ≤ 220 кВт ~ 40 %, метан и военных объектов, транспорта (автомобили, ~ 60 %, водород; автобусы) и децентрализованной стационарной PEMFC ≤ 250 кВт ~ 40 %, метан энергетики PAFC ~ 40 %, метан ≤ 11 МВт Энергоустановки для децентрализованной MCFC ~ 45…50 %, метан ≤ 2,8 МВт стационарной энергетики и транспорта SOFC ~ 45…55 %, метан ≤ 250 кВт (корабли, электровозы, грузовые автомобили)

Нормам технологического проектирования ма- используется сжигание твердого, жидкого гистральных газопроводов предпочтительным и газообразного топлива. является вариант смешанных (комбинирован- Формально ТОТЭ напоминает гальвани- ных) СЭС. ческую батарею [18–21]. Первоначально ба- В этих условиях экономическая целесооб- тарея должна быть заряжена, при разрядке разность использования природного газа в ка- ее «топливо» расходуется. В ТОТЭ для произ- честве топлива снижается. Учитывая перспек- водства электрической энергии используется тивы создание газоперерабатывающих и газо- топливо, подаваемое от внешнего источника. химических комплексов, а также мощностей Это может быть как чистый водород, так и дру- по сжижению газа на базе месторождений гое водородосодержащее сырье, например при- о. Сахалин и Штокмановского газоконденсат- родный газ, аммиак, метанол или бензин. В ка- ного месторождения, топливный газ может честве источника кислорода, также необходи- идти не только на продажу, но и в переработку мого для реакции, используется обычный воз- с целью выпуска продукции с высокой добав- дух (табл. 4, рис. 10). ленной стоимостью. Основные преимущества ТОТЭ [22–25]: В табл. 3 представлены традиционные ис- • ТОТЭ более эффективны, чем ДВС, по- точники электроснабжения ВТП и перспектив- скольку для топливных элементов не сущест- ные предложения по применению АИЭ в каче- вует термодинамического ограничения коэф- стве основного и резервного источников пита- фициента использования энергии; ния ВТП. • КПД ТОТЭ равен 50 %, в то время как КПД ДВС составляет 12…15 %, а КПД паро- Реализация ТОТЭ на объектах добычи турбинных энергетических установок не пре- и транспорта газа вышает 40 %. При использовании тепла и воды Топливный элемент (электрохимический ге- эффективность топливных элементов еще нератор) – устройство, которое преобра- больше увеличивается; зует химическую энергию топлива (водо- • в отличие от ДВС, КПД ТОТЭ остается рода) в электрическую в процессе электро- очень высоким и в том случае, когда они ра- химической реакции напрямую, в отличие ботают не на полной мощности. Кроме это- от традиционных технологий, при которых го, мощность ТОТЭ может быть увеличена

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 189

CF CF CF CF 2 2 n 2 m O H– ɗɥɟɤɬɪɨɥɢɬ Nafion-H CF2 + + H2 O2 CF CF + + 3 k + ɜɨɡɞɭɯ H– + + H+ + O H– + + CF CF SO H + 2 3 H2O H2 + + O + 2

Ʉɚɬɨɞ + – O2+ H ĺ+2O ɉɪɨɬɨɧɩɪɨɜɨɞɹɳɢɣ ɷɥɟɤɬɪɨɥɢɬ Ⱥɧɨɞ + – H2ĺ+ H ɉɥɚɫɬɢɧɚɷɥɟɤɬɪɨɥɢɬɚ ɫɷɥɟɤɬɪɨɞɨɦ

Рис. 10. Принцип действия и реализация ТОТЭ

простым добавлением отдельных блоков, при энергоисточникам для энергоэффективного этом КПД не меняется, и большие установки электроснабжения удаленных потребителей. столь же эффективны, как и малые; Исследования новых структур автономных • доступность топлива, надежность СЭС на базе ТОТЭ показали их преимущества (в топливном элементе отсутствуют движу- по сравнению с традиционными. Разработаны щиеся части), долговечность, ресурс и просто- модели элементов СЭС в виде уравнений ли- та эксплуатации; нейных регрессий, отслеживающие возмуще- • стабильность работы. Функционирова- ния и корректирующие максимум выработки ние ТОТЭ не зависит от наличия солнца, вет- энергии. АИЭ на базе ТОТЭ позволяет: ра, погодных и температурных ограничений, • достичь максимального КПД и энерго- а также региона размещения; эффективности источника питания; • экологичность – практически отсут- • обеспечить экологичность без шума при ствуют выбросы загрязняющих веществ минимальной токсичности выбросов; в окружающую среду. • формировать модульность конструкции Недостаток топливных элементов на сегод- при максимальной надежности работы; няшний день – это относительно высокая цена. • обеспечить стабильность генерации с быстрой реакцией на перепады мощности; *** • применять любые исходные виды топлива. Анализ состояния СЭС показал, что в нас- тоящее время надежное и энергоэффектив- Список литературы ное использование АИЭ на территории РФ, 1. Киянов Н.В. Решение задач промышленной включая МГ, является актуальной пробле- экологии средствами электрооборудования и АСУТП / Н.В. Киянов, О.В. Крюков // мой. Энергоемкость топливно-энергетического Автоматизация в промышленности. – 2009. – комплекса России в 4 раза выше, чем в США, № 4. – С. 29–34. в 3,6 раза выше, чем в Японии и в 2,5 раза 2. Крюков О.В. Опыт проектирования выше, чем в Германии. В результате анали- АСУ ТП нефтеперекачивающих станций за технологических режимов работы авто- магистральных нефтепроводов / О.В. Крюков // номных СЭС и структур АИЭ выработаны Приборы и системы. Управление, контроль, технические требования к комбинированным диагностика. – 2017. – № 1. – С. 2–7.

№ 2 (44) / 2020 190 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

3. Васенин А.Б. Энергоэффективные системы 11. Крюков О.В. Опыт применения частотно- электроснабжения электроприводов регулируемого привода вентиляторов АВО газа / нефтегазопроводов / А.Б. Васенин, О.В. Крюков, С.Е. Степанов, Е.В. Бычков // О.В. Крюков, А.В. Серебряков // АЭП-2016: АЭП-2016: труды IX Международной труды IX Международной (XX Всероссийской) (XX Всероссийской) конференции конференции по автоматизированному по автоматизированному электроприводу. – электроприводу. – Пермь: Пермский Пермь: Пермский национальный национальный исследовательский исследовательский политехнический политехнический университет, 2016. – университет, 2016. – С. 428–432. С. 380–384. 12. Kryukov O.V. Scientifi c background 4. Крюков О.В. Анализ моноблочных for the development of intelligent electric drives конструкций электрических машин для for oil and gas process units / O.V. Kryukov // газоперекачивающих агрегатов / О.В. Крюков // Вестник ЮУрГУ. Серия: Энергетика. – 2017. – Машиностроение: сетевой электронный Т. 17. – № 1. – С. 56–62. научный журнал. – 2015. – Т. 3. – № 4. – 13. Крюков О.В. Активно-адаптивные алгоритмы С. 53–58. управления и мониторинга автономными 5. Крюков О.В. Опыт создания энергетическими комплексами / О.В. Крюков, энергоэффективных электроприводов А.В. Серебряков // Пром-Инжиниринг: труды газоперекачивающих агрегатов / II Международной научно-технической О.В. Крюков // АЭП-2014: труды конференции. – Челябинск: ЮУрГУ, 2016. – VIII Международной (XIX Всероссийской) С. 286–290. конференции по автоматизированному 14. Воронков В.И. Векторное управление электроприводу: в 2-х т. – Саранск: возбуждением синхронных двигателей ГПА / Национальный исследовательский В.И. Воронков, С.Е. Степанов, В.Г. Титов Мордовский государственный университет и др. // Известия Тульского государственного им. Н.П. Огарёва, 2014. – Т. 2. – С. 157–163. университета. Технические науки. – 2010. – 6. Крюков О.В. Стратегии инвариантных № 3–2. – С. 204–208. электроприводов газотранспортных систем / 15. Васенин А.Б. Энергоэффективные О.В. Крюков // Интеллектуальные системы: и экологичные установки воздушного труды XI Международного симпозиума / охлаждения / А.Б. Васенин, О.В. Крюков // под ред. К.А. Пупкова. – М.: РУДН, 2014. – Великие реки’ 2017: труды научного конгресса С. 458–463. XIX Международного научно-промышленного 7. Васенин А.Б. Проектирование форума: в 3-х т. – Нижний Новгород: ННГАСУ, электромеханической части и систем 2017. – Т. 3. – С. 93–96. управления энергетическими установками 16. Vasenin A.B. Adaptive control algorithms газотранспортных потребителей / of autonomous generator complexes / А.Б. Васенин, О.В. Крюков // Известия A.B. Vasenin, O.V. Kryukov, A.V. Serebryakov // Тульского государственного университета. Электромеханика, электротехнологии, Технические науки. – 2011. – № 5–1. – С. 47–51. электротехнические материалы и компоненты: 8. Воронков В.И. Электроснабжение труды МКЭЭЭ-2016. – М.: Фирма Знак, 2016. – и электрооборудование линейных потребителей С. 133–135. магистральных газопроводов / В.И. Воронков, 17. Серебряков А.В. О новых возможностях И.Е. Рубцова, О.В. Крюков // Газовая технологий Smart Grid / А.В. Серебряков, промышленность. – 2010. – № 3. – С. 32–36. О.В. Крюков // Электрооборудование: 9. Захаров П.А. Встроенная система эксплуатация и ремонт. – 2013. – № 2. – С. 47–48. диагностирования и прогнозирования ЭГПА / 18. Крюков О.В. Функциональные возможности П.А. Захаров, О.В. Крюков, Н.В. Киянов // энергетических установок при питании Контроль. Диагностика. – 2008. – № 11. – удаленных объектов / О.В. Крюков, С. 43–49. А.Б. Васенин // Электрооборудование: 10. Воронков В.И. Основные экологические эксплуатация и ремонт. – 2014. – № 2. – направления и задачи энергосбережения С. 50–56. при проектировании объектов ОАО «Газпром» / 19. Kiyanov N.V. A concept for the development В.И. Воронков, О.В. Крюков, И.Е. Рубцова // of invariant automated electric drives for the Газовая промышленность. – 2013. – water recycling systems with fan cooling towers / № 7 (693). – С. 74–78. N.V. Kiyanov, O.V. Kryukov, D.N. Pribytkov, et al. // Russian Electrical Engineering. – 2007. – T. 78. – № 11. – C. 621–627.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 191

20. Крюков О.В. Подход к прогнозированию 24. Крюков О.В. Принципы построения технического состояния ЭГПА / О.В. Крюков // инвариантных электроприводов энергетических Приборы и системы. Управление, контроль, объектов / О.В. Крюков, А.В. Горбатушков, диагностика. – 2016. – № 9. – С. 30–34. С.Е. Степанов // Автоматизированный электропривод и промышленная электроника: 21. Энергетический комплекс: пат. 113085 РФ: труды IV Всероссийской научно- МПК H02J 3/46 / А.Б. Васенин, О.В. Крюков, практической конференции / под общ. ред. А.В. Серебряков; патентообладатель В.Ю. Островлянчика. – Новокузнецк, 2010. – ОАО «Гипрогазцентр». – № 2011140276/07; С. 38–45. заявл. 04.10.2011; опубл. 27.01.2012; Бюл. № 3. 25. Васенин А.Б. Алгоритмы управления 22. Автономная система бесперебойного электромеханическими системами электроснабжения, использующая магистрального транспорта газа / возобновляемый источник энергии: А.Б. Васенин, О.В. Крюков, пат. № 113615 РФ: МПК НО2J 3/00 / А.В. Серебряков // АЭП-2014: труды А.Б. Васенин, О.В. Крюков, В.Г. Титов; VIII Международной (XIX Всероссийской) патентообладатель ОАО «Гипрогазцентр». – конференции по автоматизированному № 2011138865/07; заявл. 22.09.2011; опубл. электроприводу: в 2-х т. – Саранск: 20.02.2012. Национальный исследовательский 23. Крюков О.В. Экспериментальный стенд Мордовский государственный университет электромеханической части энергетической им. Н.П. Огарёва, 2014. – Т. 2. – С. 404–409. установки / О.В. Крюков, А.Б. Васенин, А.В. Серебряков // Приводная техника. – 2012. – № 4. – С. 2–11.

Issues of electricity supply for route facilities of the Unified Gas Supply system of Russia

A.B. Vasenin1, O.V. Kryukov2*

1 Giprogaztsentr JSC, Bld. 26, Alekseyevskaya street, GSP-926, Nizhniy Novgorod, 603950, Russian Federation 2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. This article highlights few technical novels aimed at support of nominal operation of the systems for electricity supply of the trunk gas pipelines including the route consumers. Authors suggest application of the alternative off-line electricity supply sources and the combined electricity supply schemes.

Keywords: Unifi ed Gas Supply System of Russia, electricity supply of trunk gas pipelines, route consumer, off- line electricity supply source, offshore wind farm, microturbine, turbo-expander, photogalvanic panel, catalytic thermoelectric unit, ORMAT energy converter, solid oxide fuel cell.

References 1. KIYANOV, N.V., O.V. KRYUKOV. Solving industrial ecological tasks by means of electrical equipment and computer-aided process control systems [Resheniye zadach promyshlennoy ekologii sredstvami elektrooborudovaniya i ASUTP]. Avtomatizatsiya v Promyshlennosti, 2009, no. 4, pp. 29–34. ISSN 1819-5962. (Russ.). 2. KRYUKOV, O.V. Practical design of computer-aided process control systems for oil-pumping stations of trunk oil pipelines [Opyt proyektirovaniya ASU TP nefteperekachivayushchikh stanstiy magistralnykh nefteprovodov]. Pribory i Sistemy. Upravleniye, Kontrol, Diagnostika, 2017, no. 1, pp. 2–7. ISSN 2073-0004. (Russ.). 3. VASENIN, A.B., O.V. KRYUKOV, A.V. SEREBRYAKOV. Energy-effi cient power supply systems for electric drivers of oil-gas pipelines [Energoeffektivnyye sistemy elektrosnabzheniya elektroprivodov neftegazoprovodov]. In: Proc. of the 9th International (20th All-Russia) Conference on automatic electric driver (AEP-2016). Perm: Perm National Research Polytechnic University, 2016, pp. 380–384. (Russ.). 4. KRYUKOV, O.V. Analysis of single-block constructions of electric vehicles for gas-compressor plants [Analiz monoblochnykh konstruktsiy elektricheskikh mashin dlya gazoperekachivayushchikh agregatov]. Mashinostroyeniye [online], 2015, vol. 3, no. 4, pp. 53–58. ISSN 2310-0818. (Russ.). 5. KRYUKOV, O.V. Practice of creating energy-effi cient electric drivers for gas-compressor plants [Opyt sozdaniya energoeffektivnykh elektroprivodov gazoperekachivayushchikh agregatov]. In Proc. of the 8th International (19th All-Russia) Conference on automatic electric driver (AEP-2014): in 2 vls. Saransk, Russia: Ogarev Mordova State University, 2014, vol. 2, pp. 157–163. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 192 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

6. KRYUKOV, O.V. Strategies of invariant electric drivers of gas transporting systems [Strategii invariantnykh elektroprivodov gazotransportnykh system]. In: Intellectual systems: proc. of the 11th international symposium. Moscow: RUDN University, 2014, pp. 458–463. (Russ.). 7. VASENIN, A.B., O.V. KRYUKOV. Design of electromechanical hardware and control systems for power units of gas transmission consumers [Proyektirovaniye elektromekhanicheskoy chasti i sistem upravleniya energeticheskimi ustanovkami gazotransportnykh potrebiteley]. Izvestiya Tulskogo Gosudarstvennogo Universiteta. Tekhnicheskiye Nauki, 2011, no. 5–1, pp. 47–51. ISSN 2071-6168. (Russ.). 8. VORONKOV, V.I., I.Ye. RUBTSOVA, O.V. KRYUKOV. Electric power supply and equipment for lineal consumers of trunk gas pipelines [Elektrosnabzheniye i elektrooborudovaniye lineynykh potrebiteley magistralnykh gazoprovodov]. Gazovaya Promyshlennost, 2010, no. 3, pp. 32–36. ISSN 0016-5581. (Russ.). 9. ZAKHAROV, P.A., O.V. KRYUKOV, N.V. KIYANOV. An embedded diagnostic and prognostic system for motor-driven gas-compressor units [Vstroyennaya sistema diagnostirovaniya i prognozirovaniya EGPA]. Kontrol. Diagnostika, 2008, no. 11, pp. 43-49. ISSN 0201-7032. (Russ.). 10. VORONKOV, V.I., O.V. KRYUKOV, I.Ye. RUBTSOVA. Primary ecological leads and power-saving tasks at designing Gazprom OJSC facilities [Osnovnyye ekologicheskiye napravleniya i zadachi energosberezeniya pri proyektirovanii obyektov OAO “Gazprom”]. Gazovaya Promyshlennost, 2013, no. 7 (693), pp. 74–78. ISSN 0016-5581. (Russ.). 11. KRYUKOV, O.V., S.Ye. STEPANOV, Ye.V. BYCHKOV. Practical application of variable frequency drives for fan blowers of gas air coolers [Opyt primeneniya chastotno-reguliruyemogo privoda ventilyatorov AVO gaza]. In: Proc. of the 9th International (20th All-Russia) Conference on automatic electric driver (AEP-2016). Perm: Perm National Research Polytechnic University, 2016, pp. 428–432. (Russ.). 12. KRYUKOV, O.V. Scientifi c background for the development of intelligent electric drives for oil and gas process units. Vestnik Yuzno-Uralskogo Gosudarstvennogo Universiteta. Series: Energetika, 2017, vol. 17, no. 1, pp. 56–62. ISSN 1990-8512. (Russ.). 13. KRYUKOV, O.V., A.V. SEREBRYAKOV. Active-adaptive algorithms for control and monitoring of autonomous power complexes [Aktivno-adaptivnyye algoritmy upravleniya i monitoring avtonomnymi energeticheskimi kompleksami]. In: Prom-Engineering: proc. of the 2nd International scientifi c-technical conference. Chelyabinsk, Russia: South-Ural State University, 2016, pp. 286–290. (Russ.). 14. VORONKOV, V.I., S.Ye. STEPANOV, V.G. TITOV, et al. Vector controlled driving of synchronous engines of gas-compressor units [Vektornoye upravleniye vozbuzhdeniyem sinkhronnykh dvigateley GPA]. Izvestiya Tulskogo Gosudarstvennogo Universiteta. Tekhnicheskiye Nauki, 2010, no. 3–2, pp. 204–208. ISSN 2071-6168. (Russ.). 15. VASENIN, A.B., O.V. KRYUKOV. Energy-effi cient and environment-friendly air cooling units [Energoeffektivnyye i ekologichnyye ustanovki vozdushnogo okhlazhdeniya]. In: Velikiye reki’ 2017: collected book in 3 vls. Nizhniy Novgorod: Nizhny Novgorod State University of Architecture and Civil Engineering, 2017, vol. 3, pp. 93–96. (Russ.). 16. VASENIN, A.B., O.V. KRYUKOV, A.V. SEREBRYAKOV. Adaptive control algorithms of autonomous generator complexes. In: Proc. of the XVI International Conference on Electromechanics, Electrotechnology, Еlectromaterials and Components (ICEEE-2016). Moscow: Firma Znak, 2016, pp. 133–135. 17. SEREBRYAKOV, A.V., O.V. KRYUKOV. On new options of Smart Grid technology [O novykh vozmozhnostyakh tekhnologii Smart Grid]. Elektrooborudovaniye: ekspluatatsiya i remont, 2013, no. 2, pp. 47–48. ISSN 2074-9635. (Russ.). 18. KRYUKOV, O.V., A.B. VASENIN. Functional capabilities of power units when supplying remote facilities [Funktsionalnyye vozmozhnosti energeticheskikh ustanovok pri pitanii udalennykh obyektov]. Elektrooborudovaniye: ekspluatatsiya i remont, 2014, no. 2, pp. 50–56. ISSN 2074-9635. (Russ.). 19. KIYANOV, N.V., O.V. KRYUKOV, D.N. PRIBYTKOV, et al. A concept for the development of invariant automated electric drives for the water recycling systems with fan cooling towers. Russian Electrical Engineering, 2007, vol. 78, no. 11, pp. 621–627. ISSN 1068-3712. 20. KRYUKOV, O.V. Approach to prediction of technical status for motor-driven gas-compressor units [Podkhod k prognozirovaniyu tekhnicheskogo sostoyaniya EGPA]. Pribory i Sistemy. Upravleniye, Kontrol, Diagnostika, 2016, no. 9, pp. 30–34. ISSN 2073-0004. (Russ.). 21. GIPROGAZTSENTR OJSC. Power complex [Energeticheskiy kompleks]: MPK H02J 3/46. Inventors: A.B. VASENIN, O.V. KRYUKOV, A.V. SEREBRYAKOV. Appl. no. 2011140276/07 dated 04 October 2011; publ. 27 January 2012, bul. no. 3. RU 113085. (Russ.). 22. GIPROGAZTSENTR OJSC. Autonomous failure-free power supply system using a renewable energy source [Avtonomnaya sistema bespereboynogo elektrosnabzheniya, ispolzuyushchaya vozobnovlyayemyy istochnik energii]: MPK НО2J 3/00. Inventors: A.B. VASENIN, O.V. KRYUKOV, V.G. TITOV. Appl. no. 2011138865/07 dated 22 September 2011, publ. 20 February 2012. RU 113615. (Russ.). 23. KRYUKOV, O.V., A.B. VASENIN, A.V. SEREBRYAKOV. Bench for testing an electric-mechanical part of a power unit [Eksperimentalnyy stend elektromekhanicheskoy chasti energeticheskoy ustanovki]. Privodnaya Tekhnika, 2012, no. 4, pp. 2–11. ISSN 2077-6411. (Russ.). 24. KRYUKOV, O.V., A.V. GORBATUSHKOV, S.Ye. STEPANOV. Principles of designing invariant electric drives for power facilities [Printsipy postroyeniya invariantnykh elektroprivodov energeticheskikh obyektov]. In: Proc. of the 4th All-Russia scientifi c-applied conference “Automated electric drive and industrial electronics”. Novokusnetsk, 2010, pp. 38–45. (Russ.). 25. VASENIN, A.B., O.V. KRYUKOV, A.V. SEREBRYAKOV. Control algorythms for electic-mechanical systems of trunk gas transportation [Algoritmy upravleniya elektromekhanicheskimi sistemami magistralnogo transporta gaza]. In Proc. of the 8th International (19th All-Russia) Conference on automatic electric driver (AEP-2014): in 2 vls. Saransk, Russia: Ogarev Mordova State University, 2014, vol. 2, pp. 404–409. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 193

УДК: 622.692.4.076:662.998 Моделирование промерзания и оттаивания мерзлых грунтов на участках арктических газопроводов при снижении функциональных показателей теплоизоляции труб

А.С. Кузьбожев1*, Т.И. Работинская1, И.В. Шишкин1, И.Н. Бирилло1, П.А. Кузьбожев1

1 Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, Российская Федерация, 169330, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, д. 1-а * E-mail: [email protected]

Тезисы. Одним из ключевых условий долговременной и безаварийной работы газопровода Ключевые слова: Бованенково – Ухта на участке Бованенковское газоконденсатное месторождение – КС «Воркутинская» газопровод, является снижение интенсивности растепления мерзлых грунтов, что достигается за счет обеспече- мерзлый грунт, ния определенных температурных режимов транспорта газа, а также применения теплоизоляцион- теплоизоляция, ных покрытий трассового нанесения. При эксплуатации газопровода функциональные характерис- температура. тики теплоизоляционных покрытий могут ухудшаться с интенсификацией процессов растепления и снижением несущей способности мерзлых грунтов. В статье определены особенности растепления мерзлых грунтов при повышении теплопровод- ности теплоизоляционных покрытий труб.

Магистральный газопровод (МГ) Бованенково – Ухта на участке от Бованен- ковского газоконденсатного месторождения до компрессорной станции «Ворку- тинская» эксплуатируется в сложных природно-климатических условиях с повсе- местным распространением многолетнемерзлых грунтов. Для снижения отепляюще- го воздействия газопровода на мерзлые грунты проектом предусмотрено использо- вание теплоизоляции трассового нанесения1 [1], формируемой из сегментов, выпол- ненных из пенополиуретана или пенополистирола. В ходе эксплуатации газопрово- да эксплуатационные характеристики теплоизоляции могут снижаться под влиянием ряда факторов, основным из которых является нарушение целостности теплоизоля- ционного слоя с формированием зон повышенной теплопроводности в местах сты- ковки сегментов (при заполнении зазоров грунтовой водой). Вследствие того, что те- плоизоляция труб большого диаметра, как правило, включает много отдельных сег- ментов относительно малой ширины, количество зон повышенной теплопроводности на участке газопровода единичной длины может быть значительным. С ростом числа зон повышенной теплопроводности увеличивается и общая теплопроводность тепло- изоляционного слоя. Оценка особенностей растепления мерзлых грунтов при повышении теплопро- водности теплоизоляционного слоя труб позволяет определить размеры ореолов от- таивания с последующим прогнозированием развития нарушений устойчивого поло- жения участков МГ.

Методика проведения исследований Расчетное моделирование [2] выполняется с применением двумерной модели, пред- ставляющей собой поперечный разрез трассы подземного теплоизолированного газо- провода. Используются следующие исходные данные: • теплоизоляция трубы представляет собой цилиндрическую оболочку со стенкой 100-миллиметровой толщины. Плотность теплоизоляционного материала – 45 кг·м–3,

1 См. также СП 61.13330.2012. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов / утв. приказом Министерства регионального развития РФ № 608 от 27 декабря 2011 г. – М.: Изд-во стандартов, 2012. – 67 с.

№ 2 (44) / 2020 194 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

удельная теплоемкость – 1450 Дж·кг–1·К–1, теп- Результаты лопроводность – 0,043 Вт·м–1·К–1; Результаты моделирования процесса сезонно- • грунт – мерзлый суглинок плотностью го промерзания и оттаивания мерзлого грунта 2100 кг·м–3, теплопроводность в мерз- с ненарушенной структурой показаны на рис. 1. лом и талом состояниях – соответственно Полученные расчетные данные соответствуют 1,64 и 1,52 Вт·м–1·К–1, температура замерза- фактическим значениям температуры грун- ния – минус 0,15 С, теплоемкость в мерз- та на различных глубинах. Глубина сезонного лом и талом состояниях – соответственно 716 оттаивания грунта составляет 1,5…1,6 м, что и 562 Дж·кг–1·К–1; также соответствует фактическим данным. • в расчете учитывается теплота фазо- Наличие в массиве грунта не введенно- вых переходов при промерзании и оттаивании го в эксплуатацию теплоизолированного газо- грунта; провода способствует изменению температур- • температура транспортируемого газа ных режимов окружающих газопровод грун- составляет +3 и +7 С; тов (рис. 2). По завершении 1-го периода по- • начальная температура мерзлого грун- ложительных среднесуточных температур воз- та – минус 4 С; духа (4-й месяц расчетного интервала) отме- • температура воздуха для каждого месяца чается увеличение глубины оттаивания грун- заданного временно́го интервала определяется та над газопроводом на 0,1…0,2 м по сравне- в соответствии с СП 131.13330.20122; нию с глубинами сезонного оттаивания грун- • температура грунта на нижней границе тов с ненарушенной структурой. По завер- расчетной области составляет минус 4 С; шении 1-го периода отрицательных темпера- • продолжительность расчетного интерва- тур воздуха (9-й месяц расчетного интервала) ла – 28 месяцев, начало расчетного периода – вокруг газопровода формируется замкнутая об- 1-е мая, завершение – 1-е сентября. Расчетный ласть, в пределах которой температура грунта интервал включает три периода положитель- на 0,5…1 С превышает температуру, характер- ных среднесуточных температур воздуха и два ную для глубин 2,5…3,0 м в грунтах с ненару- периода отрицательных среднесуточных тем- шенной структурой. ператур воздуха. Результаты расчетного моделирования теп- Расчетное моделирование теплового взаи- лового взаимодействия подземного теплоизо- модействия теплоизолированного газопровода лированного газопровода с мерзлым грунтом с мерзлыми грунтами выполняется в следую- с учетом естественных отепляющих и охлаж- щей последовательности: дающих факторов при различных значениях • определение особенностей процес- теплофизических характеристик материала са промерзания и оттаивания мерзлого грунта теплоизоляции показывают следующее. с ненарушенной структурой (газопровод в рас- При значении коэффициента теплопро- четной модели отсутствует); водности материала теплоизоляции труб • моделирование процесса сезонного про- 0,043 Вт·м–1·К–1 и температуре транспорти- мерзания и оттаивания грунта, окружающего руемого газа +3 С в течение всего расчетно- подземный теплоизолированный газопровод, го интервала грунт в основании МГ будет на- по которому не транспортируется газ; ходиться в мерзлом состоянии (рис. 3, см. а). • моделирование теплового взаимодейст- Наблюдаемые колебания температуры грун- вия теплоизолированного газопровода с мерз- та связаны с отепляющим (охлаждающим) лым грунтом с учетом естественных отепляю- действием естественных факторов. Снижение щих и охлаждающих факторов при различных амплитуд колебаний температуры грунта значениях теплофизических характеристик ма- в большей степени связано с экранирующим териала теплоизоляции. действием газопровода, ограничивающим ин- тенсивность промерзания грунта в основа- нии МГ в зимние периоды. При температуре транспортируемого газа +7 С через 28 меся- цев после начала эксплуатации глубина от- 2 См. СП 131.13330.2012. Строительная климатология / таивания грунта в основании МГ (здесь и да- утв. приказом Министерства регионального развития лее – глубина от уровня нижней образующей РФ № 275 от 30 июня 2012 г. – М.: Изд-во ФАУ ФЦС, 2015. – 124 с. трубы) составит 0,3 м (см. рис. 3б). В течение

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 195

5 ƒɋ , 0

–5 а Ɍɟɦɩɟɪɚɬɭɪɚ –10

–15 024 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 ɉɪɨɞɨɥɠɢɬɟɥɶɧɨɫɬɶ ɪɚɫɱɟɬɧɨɝɨ ɩɟɪɢɨɞɚ, ɦɟɫɹɰɟɜ 6 ƒɋ , 3 0 –3 б –6 Ɍɟɦɩɟɪɚɬɭɪɚ –9 –12 –15 0246810121416182022242628 ɉɪɨɞɨɥɠɢɬɟɥɶɧɨɫɬɶ ɪɚɫɱɟɬɧɨɝɨ ɩɟɪɢɨɞɚ, ɦɟɫɹɰɟɜ

Ƚɥɭɛɢɧɚɦ

Рис. 1. Динамика изменения температуры грунта на поверхности (а) и в приповерхностном слое (б)

а б 0 °C –5 °C

–1 °C –4 °C

–2 °C –2 °C

Рис. 2. Распределение изолиний температурных полей в пределах расчетной модели в 4-й (а) и 9-й (б) месяцы расчетного интервала

а б 0 °C 0 °C 1 °C

–1 °C 3 °C –1 °C 7 °C

–2 °C –2 °C

Рис. 3. Поля распределения температур в пределах расчетной модели (завершение расчетного интервала) при наличии вокруг трубы кольцевой теплоизоляции с коэффициентом теплопроводности 0,043 Вт·м–1·К–1 и температурах газа +3 °C (а) и +7 °C (б)

№ 2 (44) / 2020 196 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

первых четырех месяцев расчетного интерва- наблюдается в течение первых трех месяцев ла происходит интенсивный рост температуры эксплуатации МГ, далее скорость растепления грунта. Через 8 месяцев температура стабили- постепенно снижается. зируется. Влияние естественных отепляющих При значении коэффициента теплопровод- (охлаждающих) факторов прослеживается сла- ности материала теплоизоляции 0,2 Вт·м–1·К–1 бо, амплитуда колебаний температуры не пре- и температуре газа +3 С глубина оттаива- вышает 0,3 C в период с 8-го по 20-й месяц ния грунта в основании МГ составляет 0,7 м и 0,1 C в период с 20-го по 28-й месяц. (рис. 5, см. а), стабилизация температуры При значении коэффициента теплопровод- происходит через 12…16 месяцев после на- ности материала теплоизоляции 0,1 Вт·м–1·К–1 чала эксплуатации МГ. Влияние естествен- и температуре газа +3 С глубина оттаивания ных отепляющих (охлаждающих) факто- грунта в основании МГ по завершении расчет- ров прослеживается на глубинах (от уров- ного интервала (28 месяцев) составляет от 0,2 ня нижней образующей трубы) свыше 0,5 м, до 0,3 м (рис. 4, см. а). Стабилизация темпе- амплитуда сезонных колебаний температу- ратуры грунта в основании МГ происходит ры грунта составляет 0,1…0,2 С. При темпе- спустя 8 месяцев после начала эксплуатации. ратуре транспортируемого газа +7 С глубина Амплитуда сезонных колебаний температуры оттаивания грунта в основании МГ по завер- грунта в основании МГ составляет до 0,4 С шении расчетного интервала составляет 1,6 м в период с 8-го по 20-й месяц и 0,3 С в пе- (см. рис. 5б). Стабилизация температуры грун- риод с 20-го по 28-й месяц. При температуре та основания МГ предположительно произой- газа +7 С глубина оттаивания грунта по за- дет через 36…38 месяцев после начала эксп- вершении расчетного интервала составляет луатации, глубина оттаивания грунта составит 1,0 м. Интенсивный рост температуры грунта 1,7…1,8 м.

а б 1 °C 0 °C 0 °C

–1 °C 3 °C –1 °C 7 °C

–2 °C –2 °C

Рис. 4. Поля распределения температур в пределах расчетной модели (завершение расчетного интервала) при наличии вокруг трубы кольцевой теплоизоляции с коэффициентом теплопроводности 0,1 Вт·м–1·К–1 и температурах газа +3 °C (а) и +7 °C (б)

а б 1 °C 1 °C 2 °C 0 °C 0 °C

3 °C 7 °C –1 °C –1 °C

–2 °C –2 °C

Рис. 5. Поля распределения температур в пределах расчетной модели (завершение расчетного интервала) при наличии вокруг трубы кольцевой теплоизоляции с коэффициентом теплопроводности 0,2 Вт·м–1·К–1 и температурах газа +3 °C (а) и +7 °C (б)

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 197

При значении коэффициента теплопровод- грунта в основании МГ через 28 месяцев после ности материала теплоизоляции 0,4 Вт·м–1·К–1 начала эксплуатации составляет 1,3 м, ста- и температуре газа +3 С глубина оттаивания билизация температуры происходит через грунта в основании МГ спустя 28 месяцев 20…24 месяца (рис. 7, см. а). Влияние есте- после начала эксплуатации составляет 1,0 м, ственных отепляющих (охлаждающих) фак- стабилизация температуры происходит через торов прослеживается на глубинах (от уров- 16…20 месяцев (рис. 6, см. а). Влияние есте- ня нижней образующей трубы) свыше 1,6 м. ственных отепляющих (охлаждающих) фак- Амплитуда сезонных колебаний составляет торов прослеживается на глубинах (от уров- 0,05…0,1 С. При температуре газа +7 С глу- ня нижней образующей трубы) свыше 1,2 м, бина оттаивания грунта в основании МГ по за- амплитуда сезонных колебаний составляет вершении расчетного интервала составляет 0,05…0,1 С. При температуре газа +7 C глу- 2,5 м (см. рис. 7б). Стабилизация температу- бина оттаивания грунта в основании МГ по за- ры грунта основания МГ предположительно вершении расчетного интервала составляет произойдет через 46…48 месяцев после нача- 2,1 м (см. рис. 6б). Стабилизация температуры ла эксплуатации, глубина оттаивания грунта грунта основания МГ предположительно прои- составит 2,6…2,7 м. зойдет через 40…42 месяца после начала эксп- луатации, глубина оттаивания грунта составит *** 2,2…2,3 м. По результатам выполненного расчетного При значении коэффициента теплопровод- моделирования установлено следующее: ности материала теплоизоляции 0,7 Вт·м–1·К–1 • при температуре газа +3 С и исправ- и температуре газа +3 С глубина оттаивания ной теплоизоляции труб мерзлый грунт

а б 1 °C 1 °C 2 °C 0 °C 0 °C

3 °C 7 °C –1 °C –1 °C

–2 °C –2 °C

Рис. 6. Поля распределения температур в пределах расчетной модели (завершение расчетного интервала) при наличии вокруг трубы кольцевой теплоизоляции с коэффициентом теплопроводности 0,4 Вт·м–1·К–1 и температурах газа +3 °C (а) и +7 °C (б)

1 °C а 1 °C б 2 °C 0 °C 0 °C

7 °C –1 °C 3 °C –1 °C

–2 °C –2 °C

Рис. 7. Поля распределения температур в пределах расчетной модели (завершение расчетного интервала) при наличии вокруг трубы кольцевой теплоизоляции с коэффициентом теплопроводности 0,7 Вт·м–1·К–1 и температурах газа +3 °C (а) и +7 °C (б)

№ 2 (44) / 2020 198 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

3 в основании МГ будет находиться в стабиль- Ɍɟɦɩɟɪɚɬɭɪɚ но мерзлом состоянии, а над трубой в летние ɝɚɡɚƒɋ 3 периоды будет оттаивать полностью; 7 • при температуре газа +7 С вне зависи- 2 мости от состояния теплоизоляционного слоя

ɜɨɫɧɨɜɚɧɢɢɆȽɦ грунт в основании МГ будет находиться в ста- ɬɚ бильно талом состоянии; • глубина оттаивания грунта в основании 1 МГ, транспортирующего газ с положительной температурой, при увеличении теплопровод- ности материала теплоизоляции увеличивается (рис. 8).

0 Ƚɥɭɛɢɧɚɨɬɬɚɢɜɚɧɢɹɝɪɭɧ Список литературы 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 1. Р 536-84. Рекомендации по проектированию Ʉɨɷɮɮɢɰɢɟɧɬɬɟɩɥɨɩɪɨɜɨɞɧɨɫɬɢ теплоизоляционных конструкций ɦɚɬɟɪɢɚɥɚɬɟɩɥɨɢɡɨɥɹɰɢɢȼɬāɦ–1āɄ–1 магистральных трубопроводов / утв. ВНИИСТ 14 декабря 1983 г. – М.: ВНИИСТ, 1985. – 54 с. Рис. 8. Глубина оттаивания грунта в основании МГ спустя 28 месяцев после 2. Чигарев А.В. ANSYS для инженеров: справ. пособие / А.В. Чигарев, А.С. Кравчук, начала эксплуатации в зависимости А.Ф. Смалюк. – М.: Машиностроение, 2004. – от коэффициента теплопроводности 512 с. материала теплоизоляции и температуры газа в трубе

Modeling of freezing and thawing of frozen soils in the Arctic gas pipelines while reducing functional parameters of pipe insulation

A.S. Kuzbozhev1*, T.I. Rabotinskaya1, I.V. Shishkin1, I.N. Birillo1, P.A. Kuzbozhev1

1 Ukhta Subsidiary of the Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1-a, Sevastopolskaya street, Ukhta, The Komi Republic, 169330, Russian Federation, * E-mail: [email protected]

Abstract. One of the key conditions for long-term and trouble-free operation of the Bovanenkovo–Ukhta gas pipeline at a section between Bovanenkovo gas condensate fi eld and Vorkuta compressor station is decrease in the rate of thawing of frozen soils, which is achieved by providing certain temperature conditions for gas transport, as well as the use of heat-insulating coatings for route application. During operation of the gas pipeline, the functional characteristics of heat-insulating coatings may go down with intensifi cation of a thawing processes and worsening of the bearing capacity of frozen soils. In this paper, authors determined the features of the thawing frozen soils with increase in thermal conductivity of heat-insulating pipe coatings.

Keywords: gas pipeline, frozen soil, thermal insulation, temperature.

References 1. R 536-84. Recommendations on design of heat insulation for trunk gas pipelines [Rekomendatsii po proyektirovaniyu teploizolyatsionnykh konstruktsiy magistralnykh truboprovodov]. Approved on 14 December 1983. Moscow: All-Union Research Institute for Construction and Operation of Pipelines, 1985. (Russ.). 2. CHIGAREV, A.V., A.S. KRAVCHUK, A.F. SMALYUK. ANSYS for engineers [ANSYS dlya inzhenerov]: reference manual. Moscow: Mashinostroyeniye, 2004. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 199

УДК 622.279.72 Влияние неизотермичности процесса фильтрации углеводородной смеси в призабойной зоне пласта на продуктивность скважины

В.Н. Сокотущенко1,2*, Е.Б. Григорьев1,2, А.П. Федосеев2

1 РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, к. 1 2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 141717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]

Тезисы. В рамках трехмерной нестационарной постановки задачи движения углеводородной сме- Ключевые слова: си в пористой среде исследовано влияние неизотермичности процесса фильтрации в призабойной углеводородная зоне пласта (ПЗП) на продуктивность несовершенной скважины. В качестве модельной принята ха- смесь, рактерная для таких месторождений, как Чаяндинское, Ковыктинское, Бованенковское, смесь с низ- призабойная ким конденсатным фактором: трехкомпонентная смесь метана, пропана и октана мольным составом зона пласта, соответственно 0,9268; 0,0632; 0,01. неизотермическая Вычислены поля давлений и температуры, плотностей жидкой и газовой фаз, а также сме- фильтрация, си в целом, изменение компонентного состава смеси и коэффициент продуктивности скважины фазовые переходы, при изотермическом и неизотермическом процессах фильтрации. При этом на забое наблюдаются продуктивность различные значения дебитов газовой и жидкой фаз в случае изотермической и неизотермической скважины, фильтрации смеси. В частности, показано, что допущение об изотермическом процессе фильтра- компонентный ции углеводородной смеси приводит при заданных термобарических условиях фильтрации к завы- состав. шенному значению коэффициента продуктивности скважины по сравнению с расчетом в условиях неизотермической фильтрации. При этом изменение температуры фильтрующейся смеси в ПЗП влечет за собой фазовые превращения смеси при давлениях начала и максимальной конденсации, отличных от давлений, соответствующих началу и максимальной конденсации при изотермическом процессе фильтрации, и поэтому изменяет величины компонентоотдачи и насыщенности фазами, а следовательно, может повлиять на оценку добываемых запасов месторождения в целом. Возможность уточненного теоретического исследования фильтрационных течений многоком- понентных смесей на основе разработанной математической модели позволяет формулировать прогнозные рекомендации по управлению фильтрационными характеристиками в ПЗП.

Постановка задачи На рис. 1 и в табл. 1 представлена геометрическая модель пласта с несовершенной скважиной с разбиением элемента призабойной зоны пласта (ПЗП) на четыре облас- ти. Задача решена методом конечных элементов в среде FlexPDE [1]. Цветами по- казано разбиение трехмерной области конечными треугольными элементами, число

1

1 1 Z Z Z 0 0,5 0 0,5 0 0,5

Y Y Y 0,5 0,5 0,5 X X X –0,5 –0,5 –0,5 –0,5 –0,5 –0,5 Рис. 1. 3D-модель элемента ПЗП с несовершенной скважиной в разных проекциях

№ 2 (44) / 2020 200 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Таблица 1 Размеры элемента и некоторые теплофизические параметры ПЗП Мощность элемента пласта (H), м 1

Координата плоскости забоя (Zз), м H/4

Координата плоскости флюида в скважине (Zф), м 3H/4

Координата плоскости устья (Zу), м H

Радиус скважины (Rс), м 0,1

Радиус ПЗП (RПЗП), м 0,5 Коэффициент пористости ПЗП (m) 0,27 Коэффициент абсолютной проницаемости ПЗП (K), м2 10‒13 3 6 Объемная теплоемкость скелета (cск), Дж/(м ·К) [6] 2·10

Таблица 2 Состав и термобарические параметры 3-компонентной смеси Компонент смеси Параметр метан пропан октан Молярная доля компонента 0,9268 0,0632 0,01 Массовая доля компонента, % 79,098 14,826 6,0768 Молярная масса смеси, кг/кмоль 18,798 Критическая точка, К / МПа / кг/м3 188,68 / 3,2583 / 332,74 Крикондентерма, К / МПа / кг/м3 351,96 / 6,0084 / 41,585 Криконденбара, К / МПа / кг/м3 287,91 / 16,305 / 182,84

Таблица 3 Термобарические граничные условия Координата (z) / контур ПЗП (r) Давление (P ), МПа Температура (Т ), К z = 0 17 283,15

z = Zз 7,6 273,15

r = RПЗП 17 283,15

r = Rс 7,6 273,15

которых для заданных размеров элемента ПЗП элемента ПЗП. Расчеты показывают, что при равно 9083. Разделение ПЗП на области поз- заданных термобарических условиях пласта воляет задавать различные фильтрационно- лишь в непосредственной близости от скважи- емкостные (пористость, коэффициент прони- ны происходит резкое изменение поля P и T, цаемости и т.п.) и теплофизические параметры тогда как во всем объеме ПЗП имеют место по- пласта для каждой области в отдельности. стоянные заданные значения пластового давле- Пусть в ПЗП фильтруется 3-компонент- ния и пластовой температуры. ная углеводородная смесь1 заданного мольного В этой связи в данной задаче рассматри- состава (табл. 2) при заданных термобаричес- вается элемент ПЗП с заданными геометричес- ких граничных условиях табл. 3. кими размерами (см. рис. 1), в области кото- Далее ограничимся моделью с одной порис- рого изменения пластовых термобарических тостью, изотропной проницаемостью пласта, параметров по сравнению с забойными дав- и изучим влияния неизотермичности процесса лением и температурой становятся отличны- фильтрации флюида к несовершенной скважи- ми от нуля. не на ее продуктивность, составы фильтрую- Также необходимо заметить, что коррект- щейся к скважине смеси, массотдачу компо- ная постановка задачи отбора флюида соот- нентов в газовой и жидкой фазах в окрестности ветствует рассмотрению взаимодействия сква- жин количеством более двух, поэтому дан- 1 В качестве модельной принята смесь, характерная ную задачу с одной скважиной рассматриваем для таких месторождений, как Чаяндинское, как модельную, решение которой направле- Ковыктинское, Бованенковское, с низким конденсатным фактором [2–5]. но на выявление влияния неизотермического

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 201

процесса фильтрации углеводородной смеси на фильтрационные характеристики в малой окрест- ности ПЗП.

Система уравнений неизотермического процесса фильтрации в ПЗП Система дифференциальных уравнений, описывающих изотермический процесс фильтрации N-компонентной двухфазной парожидкостной смеси в недеформируемой пористой среде без уче- та капиллярности, разработана достаточно подробно (см., например, [7–10]). Если дополнить указанную систему уравнений равенством баланса энергии в пласте для системы «флюид – по- ристая среда» [11], замкнутая система уравнений неизотермической фильтрации флюида в неде- формируемой пористой среде примет следующий вид:

w §·kL ()divgrad0;mciLU L S L¨¸ c iL U L P (1) wKt ©¹L

w §·kG ()divgrad0;mciGU G S G¨¸ c iG U G P (2) wKt ©¹G

wwTk§· P ccɩ Upqs¨¸grad PTPmn (grad H grad )  div( O grad T ); (3) wKtt©¹ w

nncc ¦¦cciG 1; iL 1; SG + SL =1, i = 1, 2 … nc, (4) ii 11

где ρ, P, T, η, cp – соответственно плотность, давление, температура, коэффициенты динамической

вязкости и изобарной теплоемкости флюида; ciL, ciG, ρL, ρG, SL, SG, kL, kG, ηL, ηG – соответственно мас- совые доли i-го компонента, плотности, насыщенности пористой среды, фазовые проницаемости,

коэффициенты динамической вязкости жидкой (L) и газовой (G) фаз; m, k, cск – соответственно

пористость, проницаемость, объемная теплоемкость скелета пласта; сп = mρcp + cск – объемная

теплоемкость насыщенной флюидом пористой среды; εq – коэффициент Джоуля – Томсона (диф- 1 ференциальный коэффициент дросселирования); K H – коэффициент адиабатического sqUc охлаждения. ɩ Представленная система уравнений неизотермической фильтрации (1)–(4) замыкается уравне- ниями состояния флюида, которые можно представить в одном из возможных видов2: P = P(V, T ),

где V – объем; v = v(P, T ) или T = T(P, v), где v – удельный объем; ρG,L = ρG,L(ci.G,L, P, T ). С использованием дифференциальных уравнений термодинамики можно получить различ- ные формулы для определения необходимых взаимосвязей между параметрами, характеризую- щими процессы теплопереноса флюида как в насыщенной пористой среде, так и в объеме [12]. В качестве уравнений состояния, описывающих теплофизические свойства углеводородных смесей, использовались разработанные Б.А. Григорьевым в соавторстве с сотрудниками фунда- ментальные многоконстантные уравнения состояния3 [13], которые предназначены для расчетов термодинамических свойств (ТДС) нефтяных и газоконденсатных систем. Зависимости плотнос- ти флюида и фаз, а также коэффициентов теплопроводности (λ), теплоемкости и вязкости от сос- тавов, давления и температуры считаются известными функциями, полученными на основе экс- периментальных данных:

ρG,L = ρG,L(ci.G,L, P, T ); λ = λ(ci.G,L, P, T ); cp = cp(ci.G,L, P, T ); ηG,L = ηG,L(ci.G,L, P, T ). (5)

2 Здесь и далее двойной индекс G,L обозначает вариативность переменной, т.е. ее соответствие обеим фазам в отдельности – либо газовой (G), либо жидкой (L). 3 См. также Р Газпром 2-3.3-1099-2017. Моделирование термодинамических свойств нефтяных и газоконденсатных систем на основе фундаментальных многоконстантных уравнений состояния: издание официальное / ПАО «Газпром»; ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина». – СПб.: Газпром экспо, 2018.

№ 2 (44) / 2020 202 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ 4 Таким образом, с учетом формулы (5) по-

лучается замкнутая система 2nc + 4 уравне- Газ СКФ СКФ смеси ний (1)–(4) для определения 2nc + 4 неизвест- Таблица Жидкость Состояние Двухфазное ных функций: P, T, SG, SL, ciL, ciG.

Для рассматриваемой 3-компонентной смеси имеем систему десяти уравнений отно- фазы

газовой сительно 10 неизвестных, при этом функции

. 21,132 плотности, вязкости, теплоемкости и тепло- проводности и другие параметры формул (5) мПа·с фазы , Неопр жидкой η вычислены (табл. 4) с помощью программы

. 180,4 12,595 REFPROP [14]. При этом коэффициенты фазо- фаза

вой проницаемости той или иной фазы kL,G свя- смеси Неопр заны с коэффициентами относительной фазо-

вой проницаемости kLG, и абсолютной прони- цаемостью породы k равенством: фазы газовой 1 ‒

·К . 61,603 21,888

1

‒ kkkLG,, LG. (6) сверхкритическая – фазы Неопр жидкой мВт·м В гидродинамических расчетах обычно , λ

. 119,07 38,966 СКФ пользуются эмпирическими зависимостями : относительной фазовой проницаемости от на- смеси неопр сыщенности, полученными эксперименталь- смеси

но. Для экспериментального определения фа- зовых проницаемостей необходимо измерить фазы газовой

1 градиент давления, скорость фильтрации фазы, ‒

. 1,804 61,603 распределение газонасыщенности по длине ка- нала. Кроме того, необходимы данные о коэф- фазы 0,26330,2638 1,8630,2734 1,855 62,3760,2820 1,690 62,562 112,280,2928 1,569 66,295 112,42 62,3760,3063 1,447 69,314 115,34 62,562 22,28 1,322 72,582 117,79 66,295 22,367 102,57 76,128 120,58 69,314 24,146 102,51 123,79 22,28 72,582 25,635 22,367 102 76,128 27,298 102,51 29,163 103,98 24,146 25,635 106,78 27,298 29,163 К·МПа 0,37598 4,976 компонентной Неопр жидкой ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ , ‒ q фициентах относительной фазовой проницае- ε 3-

. мости и абсолютной проницаемости. Все это требует выполнения экспериментов в значи- смеси Неопр тельном объеме и, учитывая многообразие угле-

функций

водородных систем и высокие термобарические условия реальных пластовых систем, использо- фазы 1 газовой ‒ вания сложных трудоемких эксперименталь- ·К

1 . 3,8856 1,804 ‒ ных методов и дорогостоящего оборудования.

неизвестных Для проведения фильтрационных расче- фазы

Неопр жидкой кДж·кг тов конкретных углеводородных смесей ра- , p . 2,2959 3,1619 c циональным может оказаться метод подбора параметров функции фазовой проницаемости смеси Неопр значения при заданном виде функциональной зависи-

мости от насыщенности с использованием ма-

фазы тематических моделей фильтрации и результа- газовой тов фильтрационных экспериментов:

Расчетные 3 . 197,4 3,8856 м

/ • формулы Чень Чжун Сяна [11]: кг , фазы Неопр ρ жидкой kG = 0 при 0 ≤ SG ≤ 0,1; 3,5 ªºS  0,1 kS G (4 3 ) смеси GG«» при 0,1 ≤ SG ≤ 1; ¬¼0,9 ,

P 3,5

МПа ªº0,8  S k G при 0 ≤ S ≤ 0,8; L «»0,8 G

К ¬¼ , Т 273,9 16,0273,3 16,0260,3 204 15,2250,6 205 14,3240,7 498,94 224 13,2230,7 498,69 238 204 11,7189,8 494,82 252 205 3,99189,4 493,1 4,0666 266 224 3,94188,9 492,64 4,0779 2,5069 333 3,90188,5 238 493,82 4,2949 2,5072 334 252 4,066 3,85 2,5145 335 333 4,4564 266 4,077 1,863 4,6131 336 334 4,294 2,521 1,855 4,7572 73,61 335 2,527 1,690 72,33 2,5305 4,456 336 4,445 4,613 71,08 4,4228 4,757 1,569 69,84 4,445 1,447 4,4007 4,4228 1,322 4,4007 4,379 7,702 7,524 7,354 4,379 0,509 0,493 0,478 0,5095 7,190 0,49392 0,47851 11,14 11,04 0,463 11,23 99,228 98,788 0,46328 99,672 99,228 98,788 11,33 99,672 38,414 38,814 100,12 38,011 42,731 42,452 100,12 43,013 42,731 42,452 37,608 43,013 9,1317 9,2102 43,298 9,0552 43,298 8,9806 180,6 3,03170,9 2,20170,4 354 2,16 374 375 354 374 50,89 375 35,01 4,0316 34,32 3,7344 4,0316 3,7216 3,7344 5,092 3,7216 3,865 0,217 3,821 0,004 0,21798 -0,004 0,00460 12,86 -0,0046 14,38 108,76 14,45 119,75 108,76 120,34 119,75 31,05 120,34 25,519 49,043 25,282 57,159 49,043 57,625 57,159 7,8857 57,625 7,0174 6,98 283,15 17 197 273,15 7,6 82,3 581,99 76,48 kL = 0 при 0,8 ≤ SG ≤ 1; (7)

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 203

• зависимости по Викофу – Ботсету [15]: где β – экспериментальная константа пористой среды. 3 kG = 1,16 (1 – SL), kL = 1,06S L – 0,06; (8) Заметим также, что для вычисления тер- мобарических характеристик поступившего • зависимости по В.В. Мустафаеву [16]: из ПЗП флюида в скважине решались уравне- ния (1)–(4) движения жидкой и газовой фаз без 2 3 kG = 1,2 (1 – SL) , kL = 1,0277S L – 0,0277. (9) учета пористой среды.

Также заметим, что уравнения (1), (2) соот- Результаты и анализ численного решения ветствуют линейной зависимости скорости уравнений

фильтрации фаз (wL,G) от градиента давления При численном решении дифференциальных (закон Дарси): уравнений в частных производных исполь- зуются в основном методы конечных разностей k wP  LG, grad . (10) и конечных элементов. В настоящей работе ре- LG, K LG, шение системы дифференциальных уравнений В первом приближении уравнение (10) фильтрации в 3-мерной нестационарной поста- приемлемо для решения прямых модельных новке (1)–(4) произведено методом конечных задач двухфазной фильтрации. Однако для по- элементов в среде FlexPDE [1]. Решение мето- лучения более точных решений в окрестности дом конечных элементов ищется в виде разло- ПЗП вместо закона Дарси (10) применяют жения по базису из кусочно-линейных (в бо- нелинейные законы, например: лее общем случае – кусочно-полиномиальных) • степенной закон фильтрации относи- функций, каждая из которых отлична от нуля тельно скорости лишь в некоторой достаточно малой области. Для определения коэффициентов разложения n wCLG,,  LG(grad P ) , (11) получаются системы линейных алгебраичес- ких уравнений с большими разреженными мат-

где СL,G – коэффициент пропорциональности; рицами специального вида. При этом в силу n – показатель закона фильтрации (при n = 2 по- симметрии задачи, не ограничивая возможные лучаем закон фильтрации Краснопольского), варианты представления решения, численные • или эмпирическую зависимость Форх- результаты для термобарических параметров геймера фильтрующегося в ПЗП флюида представим в сечении при Y = 0 (рис. 2). K EU LG, wwwP grad , (12) Полученные в ходе решения поля P и T k LG,,, LG LG k в плоскости XZ ПЗП (рис. 3–7) свидетель- ствуют, что наиболее существенные изменения Z 1,0 Y 1,8 0,8 0,4 1,7 1,6 1,5 0,6 0,2 1,4 1,3 0 1,2 0,4 1,1 –0,2 1,0 0,2 0,9 0,8 –0,4 0,7 0 –0,4 –0,2 0 0,2 0,4 –0,4 –0,2 0 0,2 0,4 X X

Рис. 2. Сечение элемента ПЗП Рис. 3. Давление на забое, МПа, при z = Zз плоскостью Y = 0

№ 2 (44) / 2020 204 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ Z Z 1,0 1,0 296 294 1,7 292 0,8 1,6 0,8 290 1,5 288 1,4 0,6 0,6 286 1,3 284 1,2 282 0,4 1,1 0,4 280 1,0 278 0,9 0,2 0,2 276 0,8 274 0,7 0 0 272 –0,4 –0,2 0 0,2 0,4 X –0,4 –0,2 0 0,2 0,4 X

Рис. 4. Давление, 107 Па, в плоскости XZ Рис. 5. Температура, К, в плоскости XZ

300 Y Y 298 0,4 0,4 296 1,7 294 1,6 292 0,2 1,5 0,2 290 1,4 288 1,3 0 0 286 1,2 284 1,1 282 –0,2 1,0 –0,2 280 0,9 278 0,8 –0,4 –0,4 276 274

–0,4 –0,2 0 0,2 0,4 X –0,4 –0,2 0 0,2 0,4 X

7 Рис. 6. Давление, 10 Па, при z = Zф Рис. 7. Температура, К, при z = Zф

этих параметров от контура ПЗП к забою в уравнениях (1)–(4) наличием слагаемого происходят в непосредственной близости k от скважины. HUcP(grad )2. qpK На рис. 8, 9 представлены соответственно распределения полей давления, температуры Заметим, что распределения P и T в ПЗП и плотности смеси, а также жидкой и газовой при решении несвязанной задачи относитель- фаз фильтрующегося флюида в ПЗП в изотер- но давления и температуры представляются из- мических и неизотермических условиях на за- вестными монотонными зависимостями P и T

бое при z = Zф. Видно (см. рис. 8), что темпе- по пространственной координате z (радиусу

ратура флюида на пути к скважине испыты- RПЗП) от контура к забою. Напротив, решение вает некоторые колебания. Сначала несколько системы связанных уравнений (1)–(4) для P и T увеличивается, а затем уменьшается. Этот обнаруживает указанную особенность для тем- факт известен для газовых скважин, в отли- пературы (см. рис. 8), а именно: в рамках па- чие от нефтяных, где имеем обратный про- раболической постановки задачи распределе- цесс: сначала температура флюида, посту- ние T не имеет монотонного характера в непо- пающего к скважине, уменьшается, а затем средственной близости от скважины. увеличивается. Указанная немонотонность из- При этом если изменение температу- менения температуры в ПЗП связана с эффек- ры указанного характера будет происходить том Джоуля – Томсона [11], который учтен в окрестности линии KАВМN насыщения

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 205 3 17,2 3 600 220 . 291 , Ɍ Ɇɉɚ ɤɝɦ ɤɝɦ L G P 15,6 ȡ 500 190 ȡɢȡ 14,0 286 400 12,4 160 281 300 10,8 130 200 9,2 276 100 7,6 100

6,0 271 0 70 –0,4 –0,2 0 0,2 0,4 –0,4 –0,2 0 0,2 0,4 Rɦ Rɦ ɞɚɜɥɟɧɢɟɬɟɦɩɟɪɚɬɭɪɚ ɫɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ ȡL(P, T ) ȡG(P, T ) ȡ P, T )

ȡL(P) ȡG(P) ȡ P) Рис. 8. Распределения давления ɫɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ и температуры. Здесь и далее R – это переменный радиус: Рис. 9. Распределения плотности смеси,

–RПЗП ≤ R≤ +RПЗП жидкой и газовой фаз

углеводородной смеси (рис. 10, 11), то это ока- фильтрующейся смеси при P = 16,26 МПа жет влияние на определение значений P и T, и T = 281,3 К (точка В, см. рис. 10, 11). Заметим, при которых возникает фазовый переход «газ – что разница в значениях T на линии насыще- жидкость» фильтрующейся смеси заданного ния составляет 8,15 К, но при этом разница состава. Кроме того, если эти изменения тем- в значениях P на линии насыщения (давления пературы будут происходить в окрестности ли- начала конденсации) оказывается невысокой ний максимальной насыщенности KАВМED и составляет 0,26 МПа, или 1,6 % от значения и KDEМN (см. рис. 10, 11), т.е. линий макси- P начала конденсации при неизотермическом мальной конденсации или испарения, кото- процессе. рые вместе с линиями насыщения KАВМN Таким образом, имея одинаковые заданные являются границами ретроградных областей в начальный момент времени значения T на за- на фазовой PT-диаграмме углеводородной сме- бое при изотермическом и неизотермическом си, то это также может послужить причиной процессах фильтрации, получаем практически ошибочной оценки значения давления макси- одинаковые значения P начала конденсации мальной конденсации, что, очевидно, исказит в ПЗП. При этом неверно было бы считать, картину распределения составов в окрестности что в этом случае можно принять допущение ПЗП, насыщенности и величины компонен- о том, что на всем протяжении ПЗП темпера- тоотдачи и в конечном счете может повлиять тура постоянна. Дело в том, что изменение T, на расчетную величину извлекаемых запасов соответствующее изменению P от контура как по отдельным блокам, так и в отношении к забою, в значительной мере влияет на вычис- месторождения в целом. ляемое значение давления максимальной кон- Действительно, при заданной темпера- денсации. туре на забое T = 273,15 К в случае приня- Так, при изотермическом режиме фильтра- тия допущения об изотермическом процессе ции P максимальной конденсации составило фильтрации в ПЗП жидкая фаза возникает при 11,97 МПа (точка D, см. рис. 10, 11), а в случае Р = 16 МПа (точка А, см. рис. 10, 11), тогда как учета изменения температуры фильтрующейся если учитывать изменение температуры при смеси от контура к забою скважины – 15,3 МПа фильтрации углеводородной смеси заданного (точка E, см. рис. 10, 11), т.е. отличие состав- состава, расчет определяет фазовый переход ляет 3,33 МПа, или 27,82 % от значения P

№ 2 (44) / 2020 206 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

18 ȾɚɜɥɟɧɢɟɧɚɤɨɧɬɭɪɟɊ Ɇɉɚ 17 Ɇɉɚ B

P M A 16 Ⱦɚɜɥɟɧɢɟɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɨɣɤɨɧɞɟɧɫɚɰɢɢ P Ɇɉɚɩɪɢɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɨɦɩɪɨɰɟɫɫɟ E 15 14

13 Ⱦɚɜɥɟɧɢɟɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɨɣɤɨɧɞɟɧɫɚɰɢɢ P Ɇɉɚɩɪɢɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɨɦɩɪɨɰɟɫɫɟ 12 D 11 10 9

8 ȾɚɜɥɟɧɢɟɧɚɡɚɛɨɟP Ɇɉɚ 7 C N 6 5 4 Ʉɪɢɬɢɱɟɫɤɚɹɢɡɨɛɚɪɚ P Ɇɉɚ K 3 2 1  Ʉ  Ʉ 0 Ʉɪɢɬɢɱɟɫɤɚɹ ɢɡɨɬɟɪɦɚ ɢɡɨɬɟɪɦɚ T T 110 130 150 170 190 210 230 250 270 290 310 330 350 370 TɄ ɥɢɧɢɹɧɚɫɵɳɟɧɢɹ ɩɚɪɨɜɚɹɮɚɡɚ ɫɦɟɫɢ ɥɢɧɢɹɧɚɫɵɳɟɧɢɹ ɠɢɞɤɚɹɮɚɡɚ ɫɦɟɫɢ P T ɩɪɢɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɨɦɩɪɨɰɟɫɫɟɮɢɥɶɬɪɚɰɢɢ P T ɩɪɢɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɨɦɩɪɨɰɟɫɫɟɮɢɥɶɬɪɚɰɢɢɢɡɨɬɟɪɦɚT Ʉ ɤɪɢɜɵɟɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɨɣɧɚɫɵɳɟɧɧɨɫɬɢɫɦɟɫɢ ɤɪɢɬɢɱɟɫɤɚɹɬɨɱɤɚ Ɇ±ɤɪɢɤɨɧɞɟɧɛɚɪɚ P ɆɉɚT Ʉ N±ɤɪɢɤɨɧɞɟɧɬɟɪɦɚ P ɆɉɚT Ʉ

Рис. 10. Фазовая PT-диаграмма смеси CH4, C3H8, C8H18 в мольных долях 0,9268; 0,0632; 0,01 соответственно

максимальной конденсации при неизотерми- определим степень влияния неизотермичности ческом процессе. Такая разница не позволяет процесса фильтрации углеводородной сме- пренебречь влиянием изменения температуры си на продуктивность скважины и динами- в ПЗП и считать процесс фильтрации углеводо- ку изменения составов в ПЗП. Примем за точ- родной смеси заданного состава при заданных ные значения параметров фильтрации, полу- термобарических условиях на контуре и забое ченных в ходе решения задачи, такие, которые изотермическим. соответствуют фильтрации в условиях изме- Кроме того, расчеты показывают, что нения температуры. Важно, насколько резуль- неизотермичность процесса приводит к опре- тат вычислений параметров (и их распределе- деленной разнице мольных долей тяжелых ния в ПЗП) при допущении об изотермическом компонентов в фазах и насыщенностей фаз процессе фильтрации отклонился в ту или в ПЗП и, как следствие, влияет на коэффициент иную сторону от значения того же параметра, продуктивности скважины и компонентоотда- вычисленного в неизотермических условиях чу ПЗП. фильтрации. Рассчитаем погрешность вычислений пара- Относительная погрешность вычисле- метров задачи при изотермическом и неизотер- ний есть отношение абсолютного значения мическом процессах фильтрации и тем самым разности параметров при изотермическом

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 207

18

Ɇɉɚ ȾɚɜɥɟɧɢɟɧɚɤɨɧɬɭɪɟɊ Ɇɉɚ

P 17 B M A 16 Ⱦɚɜɥɟɧɢɟɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɨɣɤɨɧɞɟɧɫɚɰɢɢ P Ɇɉɚɩɪɢɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɨɦɩɪɨɰɟɫɫɟ E 15

14

13 Ⱦɚɜɥɟɧɢɟɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɨɣɤɨɧɞɟɧɫɚɰɢɢ P Ɇɉɚɩɪɢɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɨɦɩɪɨɰɟɫɫɟ 12 D

11

10

9

8 ȾɚɜɥɟɧɢɟɧɚɡɚɛɨɟP Ɇɉɚ C 7 230 240 250 260 270 280 290 300 310 TɄ

ɥɢɧɢɹɧɚɫɵɳɟɧɢɹ ɩɚɪɨɜɚɹɮɚɡɚ ɫɦɟɫɢ P T ɩɪɢɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɨɦɩɪɨɰɟɫɫɟɮɢɥɶɬɪɚɰɢɢ P T ɩɪɢɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɨɦɩɪɨɰɟɫɫɟɮɢɥɶɬɪɚɰɢɢɢɡɨɬɟɪɦɚT Ʉ ɤɪɢɜɚɹɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɨɣɧɚɫɵɳɟɧɧɨɫɬɢɫɦɟɫɢ Ɇ±ɤɪɢɤɨɧɞɟɧɛɚɪɚ P ɆɉɚT Ʉ

Рис. 11. Фрагмент фазовой PT-диаграммы смеси CH4, C3H8, C8H18 в мольных долях 0,9268; 0,0632; 0,01 соответственно

и неизотермическом процессах фильтрации и составляет 8,42 %. Для жидкой фазы погреш- к значению того же параметра в случае изме- ность вычисления не превышает 3,6 %, а для нения температуры, умноженное на 100 %. Она смеси в целом – 5,9 %. Заметим, что влияние показывает, на сколько процентов приближен- неизотермичности на плотности фаз и смеси ный результат вычислений отклонился от точ- существенно лишь в непосредственной близос- ного значения. ти от скважины. На рис. 12 представлен укрупненный фраг- Коэффициент продуктивность скважины

мент рис. 9, где имеют место скачки в значе- Kскв определяется как отношение объемного де- ниях плотностей, которые соответствуют фазо- бита скважины к перепаду давления (рис. 14). вым переходам в смеси. Наблюдается разница На рис. 14 видно, что учет неизотермичности в плотностях фаз именно в ПЗП, в то время как в скважине несколько снижает ее расчетную в самой скважине при заданных термобаричес- продуктивность, т.е. расчеты для условий изо- ких условиях задачи разница в изотермическом термической фильтрации в данной задаче дают и неизотермическом случаях нивелируется. завышенные значения как дебитов, так и коэф- На рис. 13 представлены относительные фициента продуктивности скважины. Однако погрешности вычислений плотностей при изо- эта разница не превышает 8 % (рис. 15). термическом процессе фильтрации и в случае В данной задаче при заданных термобари- изменения температуры в окрестности ПЗП. ческих условиях фильтрующаяся смесь на кон- Максимальная погрешность вычисления об- туре находится в газовой фазе. По мере продви- наруживается для плотности газовой фазы жения смеси к скважине меняется ее состав,

№ 2 (44) / 2020 208 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ 3 3 600 220 9 ɉɨɝɪɟɲɧɨɫɬɶ ɤɝɦ ɤɝɦ L G 8

ȡ ȡ 500 L 190 ȡG ȡɢȡ 7 ȡ 400 6 ɫɬɟɧɤɚ 160 ɫɤɜɚɠɢɧɵ 5 300 4 130 200 3

100 2 100 1

0 70 Ɉɬɧɨɫɢɬɟɥɶɧɚɹɩɨɝɪɟɲɧɨɫɬɶɜɵɱɢɫɥɟɧɢɹ 0 0,11 0,09 0,10 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15 0,16 0,17 0,18 0,19 0,20 0,09 0,10 0,12 0,13 0,14 0,15 0,16 Rɦ Rɦ

ȡ (P, T ) ȡ (P, T ) ȡ P, T ) Рис. 13. Погрешности вычисления L G плотностей фаз в условиях изотермической ȡL(P) ȡG(P) ȡ P) ɫɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ и неизотермической фильтрации

Рис. 12. Плотности фаз и смеси в ПЗП в условиях изотермической и неизотермической фильтрации

௅ 26 8 24 ɉɪɨɰɟɫɫ ǜ0ɉD ɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣ 7 ௅ 22 ɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣ

ǜɫɭɬ 6 3 20 ɦ

ɫɤɜ 5

K 18 16 4

14 3

12 Ɉɬɧɨɫɢɬɟɥɶɧɚɹɩɨɝɪɟɲɧɨɫɬɶ 2 10 8 1 6 0 0 0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10 –0,10 –0,08 –0,06 –0,04 –0,02 Rɦ Rɦ

Рис. 14. Коэффициент продуктивности Рис. 15. Погрешность вычисления Kскв скважины при заданных геометрических по изотермической модели размерах модели ПЗП и термобарических условиях фильтрации углеводородной смеси заданного состава

и приблизительно при R = 0,14 м происходит по изотермической теории не превышает 3 % расслаивание чисто газовой смеси на жидкую (рис. 17). Погрешность вычисления моль- и газовую фазы (см. рис. 9, 12). Доля метана ной доли метана сначала растет при удалении в газовой фазе увеличивается на пути к скважи- от скважины и достигает 2,8 %, а далее падает не (рис. 16), при этом погрешность вычисления и устанавливается на уровне 1,6 % в ПЗП.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 209

0,95 3 ɉɪɨɰɟɫɫ ɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣ ɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣ 0,94 ɫɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ ɜɝɚɡɨɜɨɣɮɚɡɟ 4 2 0,93

0,92 1 Ɉɬɧɨɫɢɬɟɥɶɧɚɹɩɨɝɪɟɲɧɨɫɬɶ Ɇɨɥɶɧɚɹɞɨɥɹ&+ 0,91

ɫɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ 0,90 0 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18       Rɦ Rɦ

Рис. 16. Мольная доля метана Рис. 17. Относительная погрешность в газовой фазе вычислений по изотермической модели 8 0,070 0,025 18 10 60 H H 3 8 ɫɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ 0,068 9 ɦɨɥ ɦɨɥ 18 8 50 H 0,020 H 8 8 0,066 3 7 0,064 40 Ɇɨɥɶɧɚɹɞɨɥɹ& 0,015 Ɇɨɥɶɧɚɹɞɨɥɹ& 6 0,062 5 30 ɜɵɱɢɫɥɟɧɢɹɋ 0,060 ɜɵɱɢɫɥɟɧɢɹɋ

0,010 4 Ɉɬɧɨɫɢɬɟɥɶɧɚɹɩɨɝɪɟɲɧɨɫɬɶ Ɉɬɧɨɫɢɬɟɥɶɧɚɹɩɨɝɪɟɲɧɨɫɬɶ 0,058 20 3 0,056 0,005 2 10 0,054 1 0,052 0 0 0 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18 Rɦ Rɦ Рис. 19. Погрешность расчета & H ɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣɩɪɨɰɟɫɫ 3 8 по изотермической модели &3H8ɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣɩɪɨɰɟɫɫ

&8H18ɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣɩɪɨɰɟɫɫ

&8H18ɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣɩɪɨɰɟɫɫ ɫɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ 5 %. Таким образом, мольная доля метана в га- зовой фазе при изотермическом расчете завы- Рис. 18. Мольные доли компонентов шена по сравнению с расчетом для неизотер- в газовой фазе мического режима фильтрации данной смеси; напротив, доля тяжелых компонентов в газо- вой фазе занижена. Мольные доли более тяжелых компо- Для жидкой фазы фильтрующейся смеси нентов – пропана и октана – в газовой фазе на рис. 20, 21 показано распределение долей уменьшаются при фильтрации данной углево- компонентов в жидкой фазе соответственно дородной смеси в ПЗП (рис. 18), причем пог- при изотермическом и неизотермическом про- решность для тяжелых компонентов (рис. 19) цессах. Для метана погрешность вычисле-

достигает максимума в 7,68 % для С3H8 и зна- ния не превышает 1,4 % (рис. 22), для про-

чительных 48,1 % для C8H18, но при этом доля пана и октана – соответственно 6,4 и 10,57 % октана в смеси составляет не многим более (рис. 23).

№ 2 (44) / 2020 210 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

0,9 0,36 ɞɟɞ ɞɟɞ 0,8 0,30 0,7

0,6 0,24

0,5 0,18 0,4

0,3 0,12 ɉɪɨɰɟɫɫ 0,2 ɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣ ɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣ 0,06 0,1 ɫɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ 0 0 0,09 0,10 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15 0,09 0,10 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15 Rɦ Rɦ

C H ɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣɩɪɨɰɟɫɫ Рис. 20. Мольная доля метана 3 8 C H ɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣɩɪɨɰɟɫɫ в жидкой фазе 3 8 C8H18ɧɟɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣɩɪɨɰɟɫɫ

C8H18ɢɡɨɬɟɪɦɢɱɟɫɤɢɣɩɪɨɰɟɫɫ ɫɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ

Рис. 21. Мольные доли компонентов в жидкой фазе

% 1,4 11 % ɫɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ 10 C3H8 1,2 C H 9 8 18 Fɬɟɧɤɚɫɤɜɚɠɢɧɵ 1,0 8 7 0,8 6

0,6 5 4 0,4 3 2 0,2 1 0 0 0,09 0,11 0,13 0,15 0,09 0,10 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15 Rɦ Rɦ

Рис. 22. Относительная погрешность расчета Рис. 23. Относительная погрешность по изотермической модели для метана расчета по изотермической модели

Как уже отмечалось, все полученные из- на превращение одной фазы смеси в другую, менения термобарических параметров ПЗП, причем доля этих фазовых изменений уже а также плотности фаз и компонентов фильт- не является несущественной в условиях неизо- рующейся смеси происходят в непосредствен- термической фильтрации по сравнению с изо- ной близости от скважины. При этом, как пра- термическими условиями фильтрации. Кроме вило, в типовых расчетах принято пренебре- того, учет неизотермичности смещает расчет- гать изменением температурного поля в ПЗП. ное значение давления максимальной конден- Однако, как следует из решения зада- сации фильтрующейся углеводородной смеси: чи, изменение температуры может повлиять в данной задаче – в сторону его увеличения.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 211

Эти выводы позволяют более детально и точ- и компонентный состав фаз при изотермичес- но предсказывать режимы реальных течений ком и неизотермическом процессах фильтра- пластовых флюидов в ПЗП. ции. В частности, показано, что допущение об изотермическом процессе фильтрации угле- *** водородной смеси приводит к завышению зна- С практической точки зрения приведенное чения коэффициента продуктивности сква- в работе решение задачи фильтрации и сравне- жины по сравнению с расчетом в условиях ние результатов расчета при изотермической неизотермической фильтрации максималь- фильтрации и в условиях изменения темпера- но на 7,8 %. Тот же порядок разницы на забое туры в ПЗП актуальны при разработке и эксп- в случае изотермической и неизотермической луатации нефтяных, газовых и газоконденсат- фильтрации смеси имеют дебиты газовой ных месторождений. Возможность уточненно- и жидкой фаз, а также смеси в целом. го численного расчета по предложенной мате- Таким образом, для повышения точности матической модели позволяет прогнозировать и надежности расчетов фильтрации в ПЗП мно- характер и режимы фильтрационных процессов гокомпонентных углеводородных смесей необ- в ПЗП, а при совершении определенных тех- ходимо проводить расчеты с учетом изменения нологических действий – управлять режимами температуры в ПЗП в трехмерной постановке, добычи с целью изменения компонентоотдачи так как в противном случае расчеты при допу- и повышения продуктивности скважины. щении изотермического процесса фильтра- В статье приведен сравнительный анализ ции флюида в пористой среде могут привести термобарических параметров углеводородной к ошибкам при вычислении как насыщенности смеси, движущейся к несовершенной сква- фазами ПЗП и долей компонентов в фазах сме- жине через пористую среду в условиях изо- си, поступающей к скважине, так и количества термического процесса фильтрации и при из- извлекаемого углеводородного сырья при под- менении температуры фильтрующейся сме- счете величины извлекаемых запасов. си в ПЗП. Также представлен сравнительный анализ фильтрационных параметров, вычис- Работа выполнена при финансовой под- лен коэффициент продуктивности скважины держке гранта РФФИ 20-08-00052 А.

Список литературы 1. FlexPDE7 // PDE Solutions Inc. – 4. Григорьев Б.А. Особенности фазового http://www.pdesolutions.com поведения углеводородных смесей с низким конденсатным фактором / Б.А. Григорьев, 2. Сокотущенко В.Н. Исследование В.Н. Сокотущенко, И.С. Александров // Вести неравновесных изотермических газовой науки. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, фильтрационных течений углеводородной 2018. – № 4 (36): Современные подходы смеси в пористой среде / В.Н. Сокотущенко, и перспективные технологии в проектах Е.Б. Григорьев // Вести газовой науки. – освоения нефтегазовых месторождений М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. – № 1 (38): российского шельфа. – С. 225–236. Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. – 5. Григорьев Е.Б. Анализ фазового С. 93–106. поведения газоконденсатной смеси при различных фильтрационных моделях 3. Булейко В.М. Поведение многокомпонентных пласта / Е.Б. Григорьев, В.В. Качалов, углеводородных смесей в сверхкритической В.Н. Сокотущенко // Вести газовой науки. – фазе / В.М. Булейко, Б.А. Григорьев, М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. – № 1 (38): Е.Б. Григорьев и др. // Вести газовой науки. – Актуальные вопросы исследований пластовых М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. – № 2 (39): систем месторождений углеводородов. – Современные подходы и перспективные С. 188–196. технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа. – С. 168–179.

№ 2 (44) / 2020 212 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

6. Юдин В.А. Теплоемкость и теплопроводность V.M. Zaichenko, et al. // J. Phys. Conf. – пород и флюидов баженовской свиты – 2016. – T. 774. – № 1. – C. 012–043. – исходные данные для численного DOI:10.1088/1742-6596/774/1/012043. моделирования тепловых способов разработки / 11. Басниев К.С. Подземная гидромеханика: В.А. Юдин, А.В. Королёв, И.В. Афанаскин учеб. для вузов / К.С. Басниев, И.Н. Кочина, и др. – М.: ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН, 2015. – В.М. Максимов. – М.: Недра, 1993. – 416 с. 225 с. 12. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства 7. Курбанов А.К. Исследование движения и фазовые равновесия газовых конденсатов многокомпонентных смесей в пористой среде / и их фракций / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов, А.К. Курбанов, М.Д. Розенберг, Ю.П. Желтов // Г.А. Ланчаков. – М.: МЭИ, 2007. – 344 с. Теория и практика добычи нефти: ежегодник ВНИИ. – М.: Недра, 1966. – С. 31–48. 13. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства углеводородов нефти, газовых конденсатов, 8. Сокотущенко В.Н. Математическое природного и сопутствующих газов: и экспериментальное моделирование процессов в 2-х т. / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов, фильтрации углеводородов в газоконденсатном И.С. Александров; под общ. ред. пласте / В.Н. Сокотущенко // Вестник Б.А. Григорьева. – M.: МЭИ, 2019. – Т. 1. – Международного университета природы, 735 с. общества и человека «Дубна». Сер.: Естественные и инженерные науки. – 2018. – 14. Lemmon E.W. NIST standard reference № 1 (38). – С. 32–38. database 23: reference fl uid thermodynamic and transport properties – REFPROP, version 10.0 / 9. Григорьев Б.А. Математическое моделирование E.W. Lemmon, M.L. Huber, M.O. McLinden. – процессов изотермической фильтрации Gaithersburg, USA: National Institute of Standards газоконденсатной смеси при различных and Technology, 2018. режимах течения / Б.А. Григорьев, В.М. Зайченко, Д.А. Молчанов и др. // 15. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации Вести газовой науки. – М.: Газпром неоднородных систем / Д.А. Эфрос. – ВНИИГАЗ. – 2016. – № 4 (28): Актуальные М.: Гостехиздат, 1963. вопросы исследований пластовых систем 16. Мустафаев В.В. Решение задачи месторождений углеводородов. – С. 37–40. о нестационарной фильтрации газированной 10. Kachalov V.V. Mathematical modeling of gas- жидкости в пористой среде / В.В. Мустафаев // condensate mixture fi ltration in porous media Теория и практика разработки нефтяных taking into account non-equilibrium of phase месторождений: м-лы межвуз. конф. – Казань: transitions / V.V. Kachalov, D.A. Molchanov, Казан. ун-т, 1964. – С. 99–301.

Effect of non-isothermal filtration of a hydrocarbon mixture in a bottom-hole area on productivity of a well

V.N. Sokotushchenko1,2*, Ye.B. Grigoryev1,2, A.P. Fedoseyev2

1 National University of Oil and Gas “Gubkin University”, Bld. 1, Est. 65, Leninsliy prospect, Moscow, 119991, Russian Federation 2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. Within a framework of a 3D non-stationary statement of a problem on hydrocarbon mixture motion in a porous medium, authors studied an effect of non-isothermal fi ltration in a bottom-hole area on productivity of an imperfect well. As a model one, a trinary mixture of methane (mole fraction of 0,9268), propane (0,0632) and octane (0,01) was applied like a typical mixture for Chayanda, Kovykta and Bovanenkovo hydrocarbon fi elds. Few characteristics were calculated, namely: the pressure, temperature and density fi elds for the fl uid and gaseous phases and the mixture in general, varieties of a mixture component composition and a factor of well productivity in cases of isothermal and non-isothermal fi ltration. At that, the gas and liquid rates at well face differed depending on either isothermal, or non-isothermal fi ltration. In particular, authors showed that admission of the isothermal fi ltration of a hydrocarbon mixture in given thermobaric conditions made one overestimate a well productivity factor in comparison with calculations for non-isothermal fi ltration.

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 213

Herewith, the change of a temperature of the fi ltering mixture in the bottom-hole area produced phase transformations of the mixture at pressures of initial and maximal condensation, which differed from the correspondent values for isothermal fi ltration. So it changed component return and phase saturation, and could spoil assessment of fi eld reserves. Possibility of fi ne theoretical investigation of fi ltration fl ows of the multicomponent mixtures using the presented mathematical model will enable formulation of the prognostic recommendations concerning control of the fi ltration parameters in a bottom-hole area.

Keywords: hydrocarbon mixture, bottom-hole area, non-isothermal fi ltration, phase transitions, well productivity, component composition.

References 1. FlexPDE7 [online]. In: PDE Solutions Inc. Available from: http://www.pdesolutions.com 2. GRIGORYEV, Ye.B., V.N. SOKOTUSHCHENKO. Studying non-equilibrium isothermal fi ltration fl ows of a hydrocarbon mixture in a porous medium [Issledovaniye neravnovesnykh izotermicheskikh fi ltratsionnykh techeniy uglevodorodnoy smesi v poristoy srede]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2019, no. 1 (38): Actual issues in research of bedded hydrocarbon systems, pp. 93–106. ISSN 2306-9849. (Russ.). 3. BULEYKO, V.M., B.A. GRIGORYEV1, Ye.B. GRIGORYEV1, V.N. SOKOTUSHCHENKO. Behavior of multicomponent hydrocarbon mixtures in the supercritical phase. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2019, no. 2 (39): Modern approach and promising technologies within the projects for development of oil-and-gas fi elds at Russian continental shelf, pp. 170–181. ISSN 2306-8949. (Russ.). 4. GRIGORYEV, B.A., V.N. SOKOTUSHCHENKO, I.S. ALEKSANDROV. Specifi c phase behavior of hydrocarbon mixtures with low condensation factor [Osobennosti fazovogo povedeniya uglevodorodnykh smesey s nizkim kondensatnym faktorom]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 4 (36): Modern approach and promising technologies within the projects for development of oil-and-gas fi elds at Russian continental shelf, pp. 225–236. ISSN 2306-9849. (Russ.). 5. GRIGORYEV, Ye.B., V.V. KACHALOV, V.N. SOKOTUSHCHENKO. Analyzing phase behavior of a gas mixture for cases of various fi ltration core models [Analiz fazovogo povedeniya gazokondensatnoy smesi pri razlichnykh fi ltratsionnykh modelyakh plasta]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2019, no. 1 (38): Actual issues in research of bedded hydrocarbon systems, pp. 188–196. ISSN 2306-9849. (Russ.). 6. YUDIN, V.A., A.V. KOROLEV, I.V. AFANASKIN, et al. Heat capacity and heat conductivity of rocks and fl uids from Bazhenovo suite – initial data for numeric simulation of thermal mining techniques [Teployemkost i teploprovodnost porod i fl uidov bazhenovskoy svity – iskhodnyye dannyye dlya chislennogo modelirovaniya teplovykh sposobov razrabotki]. Moscow: Scientifi c Research Institute for System Analysis of the Russian Academy of Sciences, 2015. (Russ.). 7. KURBANOV, A.K., M.D. ROZENBERG, Yu.P. ZHELTOV. Study of multicomponent mixtures travel in a porous medium [Issledovaniye dvizheniya mnogokomponentnykh smesey v poristoy srede]. In: Theory and practice of oil production [Teoriya i praktika dobychi nefti]: annual collected bk. of the All-Union Oil-Gas Scientifi c Research Institite “VNII”. Moscow: Nedra, 1966, pp. 31–48. (Russ.). 8. SOKOTUSHCHENKO, V.N. Mathematical and experimental modelling of hydrocarbons fi ltration in a gas- condensate layer [Matematicheskoye i ekspeimentalnoye modelirovaniye protsessov fi ltratsii uglevodorodov v gazokondensatnom plaste]. Vestnik Mezhdunarodnogo universiteta prirody, obshchestva i cheloveka “Dubna”. Series: Yestestvennyye i Inzhenernyye Nauki, 2018, no. 1(38), pp. 32–38. ISSN 1818-0744. (Russ.). 9. GRIGORYEV, B.A., V.M. ZAYCHENKO, D.A. MOLCHANOV, et al. Math simulation of gascondensate mixture isothermal fi ltering for different fl ow patterns [Matematicheskoye modelirovaniye protsessov izotermicheskoy fi ltratsii gazokondensatnoy smesi pri razlichnykh rezhimov techeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 4 (28): Actual problems of research of stratal hydrocarbon systems, pp. 37–40. ISSN 2306-9849. (Russ.). 10. KACHALOV, V.V., D.A. MOLCHANOV, V.M. ZAICHENKO, et al. Mathematical modeling of gas-condensate mixture fi ltration in porous media taking into account non-equilibrium of phase transitions. J. Phys. Conf., 2016, vol. 774, no. 1, pp. 012–043. ISSN 1742-6588. DOI:10.1088/1742-6596/774/1/012043. 11. BASNIYEV, K.S., I.N. KOCHINA, V.M. MAKSIMOV. Subsoil hydromechanics [Podzemnaya gidromekhanika]: textbook for higher school. Moscow: Nedra, 1993. (Russ.). 12. GRIGORYEV, B.A., A.A. GERASIMOV, G.A. LANCHAKOV. Thermal physical properties and phase equilibriums of gas condensates and their fractions [Teplofi zicheskiye svoystva i fazovyye ravnovesiya gazovykh kondensatov i ikh fraktsiy]. Moscow: MPEI, 2007. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 214 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

13. GRIGORYEV, B.A. (ed.), A.A. GERASIMOV, I.S. ALEKSANDROV. Thermal physical properties of hydrocarbons related to oil, gas condensates, natural and fossil gases [Teplofi zicheskiye svoystva uglevodorodov nefti, gazovykh kondensatov, prirodnogo i soputstvuyushchikh gazov]: in 2 vols. Moscow: MPEI, 2019, vol. 1. (Russ.). 14. LEMMON, E.W., M.L. HUBER, M.O. McLINDEN. NIST standard reference database 23: reference fl uid thermodynamic and transport properties – REFPROP, version 10.0. Gaithersburg, USA: National Institute of Standards and Technology, 2018. 15. EFROS, D.A. Study of fi ltration of heterogeneous systems [Issledovaniye fi ltratsii neodnorodnykh system]. Moscow: Gostekhizdat, 1963. (Russ.). 16. MUSTAFAYEV, V.V. Solving a problem of unsteady fi ltration of a gassy fl uid in a porous medium [Resheniye zadachi o nestatsionarnoy fi ltratsii gazirovannoy zhidkosti v poristoy srede]. In: Theory and practice in development of oil fi elds [Teoriya i praktika razrabotk neftyanykh mestorozhdeniy]: proceedings of the Interuniversity conference. Kazan, Kazan University, 1964, pp. 99–301. (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 215

УДК 621.5 Разработка регулирующей арматуры с использованием принципа вихревого течения рабочей среды

А.Ю. Усс1*, А.С. Пугачук1,2, А.В. Чернышев1

1 МГТУ им. Н.Э. Баумана, Российская Федерация, 105005, г. Москва, 2-я Бауманская ул., д. 5, стр. 1 2 Объединенный институт высоких температур РАН, Российская Федерация, 125412, г. Москва, ул. Ижорская, д. 13, стр. 2 * E-mail: [email protected]

Тезисы. Статья содержит обзор и анализ современных исследований в области разработки вихревых Ключевые слова: струйных устройств, которые применяются в качестве регулирующей арматуры и используют прин- ограничитель цип вихревого течения рабочей среды. Рассматриваются устройства регулирования давления и рас- притока нефти, хода без механически подвижных частей, описан принцип их работы. Обосновывается использова- запорно- ние вихревого струйного устройства в качестве исполнительного органа в регуляторах давления или регулирующие расхода рабочей среды. устройства, вихревое струйное В настоящее время во многих областях практической деятельности человека ши- устройство, роко используются устройства, предназначенные для управления потоком рабочей регулятор давления, регулятор расхода, среды (РС). Под РС понимаются сжимаемые и несжимаемые ньютоновские вязкие вихревой клапан. жидкости. Такой класс устройств принято называть запорно-регулирующими (ЗРУ). К ЗРУ относятся: клапаны, вентили, задвижки, поворотные заслонки, регуляторы давления или расхода РС и т.д. Наиболее сложными в проектировании из перечислен- ных устройств являются регуляторы давления. Принцип действия регуляторов дав- ления основан на процессе дросселировании РС. Поддержание заданного выходного давления в допустимом диапазоне изменения входного давления и расхода на выходе обеспечивается за счет изменения площади дроссельного сечения в клапанном узле. Аналогично любому автоматическому устройству регулятор давления состоит из та- ких основных элементов, как измерительное устройство, задающее устройство, ис- полнительный механизм и линия обратной связи. Подобные регуляторы давления РС относятся к типу механических. Регуляторы давления РС во многом определяют надежность и безотказность ра- боты пневмогидравлических систем, в составе которых функционируют. Прежде всего, это объясняется наличием элементов, движущихся с большими скоростями и соударяющихся с деталями и узлами конструкции. Подвижные элементы регуля- торов давления РС подвержены воздействию нелинейных газостатических и газо- динамических нагрузок, что в совокупности с действием сил со стороны упругих элементов часто вводит их в режим автоколебаний. Кроме того, такие элементы ре- гуляторов давления РС, как клапанные узлы, находятся во взаимодействии с пото- ком рабочего тела, имеющим высокую скорость, под воздействием которого возмож- но частичное, а в некоторых случаях полное разрушение уплотнительного элемента. В малорасходных регуляторах давления высота подъема клапанного узла в процессе регулирования выходного давления или расхода газа может находиться в диапазоне от нескольких микрометров до нескольких десятых долей миллиметра, что вызывает необходимость высокой степени очистки рабочего тела. Использование механичес- ких регуляторов давления в системах с загрязненными, агрессивными и/или высоко- температурными средами крайне затруднено, а часто и просто невозможно. Повысить надежность работы ЗРУ можно за счет создания конструкций без под- вижных элементов, принцип работы которых основан исключительно на газодинами- ческих эффектах, таких как эффект Коанда, турбулизация потока РС, а также вихре- вое течение РС. Устройства, в которых для регулирования давления применяются пе- речисленные процессы и эффекты, называются вихревыми струйными устройствами

№ 2 (44) / 2020 216 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

(ВСУ) и могут использоваться в качестве ис- η – коэффициент отклонения результирующей полнительного устройства. Известны мно- струи от первоначального направления струи жество схем вихревых регуляторов давления питания (известно, что для вихревых регуля- РС [1, 2] (рис. 1). торов, имеющих каналы с круглым проходным Принцип работы ВСУ заключается в сле- сечением, η ≈ 0,8). Формула основана на пред- дующем: поток питания поступает в канал 2, положении постоянства статического давления затем в вихревую камеру 3, заполняет ее и про- в поле взаимодействия струй и равномерного ходит к выходному патрубку 4. При необходи- распределения скоростей по сечению в кана- мости понизить давление/расход в выходном лах питания и в результирующей струе. патрубке 4 необходимо подать вспомогатель- После взаимодействия питающего и управ- ный поток – поток управления в канал управ- ляющего потоков результирующий поток под ления 1. В результате взаимодействия питаю- действием эффекта Коанда прилепляется к ци- щей и управляющей струй происходит их слия- линдрической стенке вихревой камеры. В ре- ние так, что масса результирующей струи зультате этого в камере образуется вихревое те- представляет сумму масс отдельных струй. чение РС. Основная идея понижения давления Направление результирующего потока опреде- в выходном патрубке заключается в создании ляется геометрической суммой количеств дви- существенного гидравлического сопротивле- жений соударяющихся потоков. ния при спиральном движении РС от перифе- Уравнение, описывающее отклонение ре- рии вихревой камеры к центру. Сопротивление зультирующего потока, можно представить осуществляется за счет вихревого течения, в следующем виде: в результате которого образуется поле центро- бежных сил, действующих на вращающуюся I 1 sinE массу РС. Под действием центробежных сил I D Karctg0 , РС отбрасывается на периферию вихревой ка- I 1cosE1 меры. В результате этого создается перепад I 0 давления: в центре вихря – пониженное дав- где α – угол отклонения питающего потока [3]; ление; на периферии вихря – повышенное дав- β – угол между осями питающего и управляю- ление. В тот момент, когда на периферии вих- 2 2 щего каналов [3]; I1 = F1υ1Q, I0 = F0υ0Q – им- ревой камеры давление станет равным давле- пульсы силы управляющего и питающего пото- нию в канале питания, расход из канала пита-

ков соответственно (где F1 и F0– площади про- ния прекращается. Такой эффект называется ходного сечения каналов управления и питания эффектом запирания потока питания в ВСУ.

соответственно; υ1 и υ0 – скорости потока в кана- Исходя из принципа работы ВСУ можем лах управления и питания соответственно) [3]; сделать вывод о том, что основное назначение

ȼɄ аб2 Rɞɪ Q Pv Pɤ

Q ȾɊ Ʉɩɨɬɪɟɛɢɬɟɥɸ 1

ɊɈ Qɭ, Pɭ 3 4 Qy

ɍɩɪɚɜɥɹɸɳɢɣɫɢɝɧɚɥ P ɨɬɪɟɝɭɥɹɬɨɪɚ ɧɚɪɟɝɭɥɢɪɭɸɳɢɣɨɪɝɚɧ Рис. 1. Схема включения (а) и чертеж (б) ВСУ (вихревого клапана) регулятора давления без подвижных элементов: РО – регулирующий орган; P – давление на входе ВСУ;

Q – поток газа, подаваемого компрессором; Pv – давление в точке разделения потоков

(давление управления); Rдр – механическое сопротивление потоку, создаваемое дросселем (ДР);

Qу – поток управления с давлением Pу; Pк – давление на входе канала питания вихревой камеры (ВК); Р – регулятор; 1 – канал управления; 2 – канал питания; 3 – вихревая камера; 4 – выходной патрубок

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 217

потока управления – отклонить поток питания управления, основной поток газа проходит че- на 90° для образования в вихревой камере ВСУ рез дроссель постоянного сечения (дроссель- вихревого течения РС. Анализ формулы откло- ную шайбу) и затем поступает в канал питания нения результирующего потока приводит к вы- ВСУ; поток управления, имеющий бо́льшее воду, что для отклонения потока питания поток давление, чем поток питания, но меньший рас- управления должен иметь больший импульс ход РС, регулируется при помощи ЗРУ, спроек- силы по сравнению с импульсом потока пита- тированного для малого УДПС; основная идея ния. Конструктивно отклонение потока пита- заключается в управлении больши́ м расходом ния обеспечивается следующим образом: РС при помощи малого. 1) проектированием проходного сечения Актуальность создания регулирующих канала управления меньшим, чем проходное устройств по принципу вихревого течения РС сечение канала питания, при этом необходимо подтверждается существованием аналогич- увеличить давление в канале управления для ных разработок в других областях техники. повышения импульса силы потока управления; Рассмотрим наиболее значимые разработки, 2) проектированием управляющего и пи- применяемые в нефтегазовой отрасли. тающего каналов с равными проходными се- Известно, что в процессе нефтедобычи чениями, при этом давление и расход в канале со временем происходит истощение нефтедо- управления остаются равными давлению и рас- бывающего пласта и возможен прорыв воды ходу в канале питания. В данной конфигурации и попутного нефтяного газа (ПНГ), способный эффект запирания невозможен, а ВСУ будет вывести из строя дорогостоящее насосное обо- выступать в качестве вихревого дросселя. рудование. Для того чтобы ограничить прорыв Разработка регулятора давления/расхо- воды и ПНГ на внешней поверхности нефте- да РС заключается в обоснованном выборе добывающего трубопровода устанавливаются следующих устройств: 1) ВСУ, позволяющего ограничители притока нефти, свободно про- изменять давление или расход РС; 2) чувстви- пускающие нефть, но создающие существен- тельного элемента (ЧЭ), позволяющего сравни- ное гидравлическое сопротивление воде и ПНГ. вать давление на выходе и давление настрой- На сегодняшний день известны ограничители ки (ЧЭ может быть выполнен в виде струй- притока нефти с механическими подвижными ного элемента); 3) задающего элемента (ЗЭ), частями (это, например, тарель и седло), ра- позволяющего настраивать систему на за- ботающими по принципу клапанного узла [4]. данный диапазон выходных параметров [1]. Однако американской транснациональной кор- ЧЭ и ЗЭ могут быть объединены в одно устрой- порацией Halliburton разработаны ограничите- ство, реализованное на элементах струйной ли притока нефти без механических подвиж- техники. Согласно изложенным фактам прос- ных частей (рис. 2, 3), основанные на вихревом матривается аналогия между механическими течении РС [5]. и струйными регуляторами давления газа. Вихревой ограничитель притока нефти ВСУ могут быть использованы для управле- (см. рис. 2б) состоит из входного патрубка, тан- ния термодинамическими параметрами высоко- генциального сопла, радиальных каналов, вих- энергетических потоков РС, к которым относят ревой камеры, выходного патрубка. Принцип высокоэнтальпийные потоки РС, а также потоки его работы основан на взаимодействии потоков РС, имеющие высокий расход. Представленную нефти и воды либо ПНГ, обладающих различ- на рис. 1а схему можно использовать для управ- ной вязкостью. Энергия потока нефти, имею- ления расходом газа в газопроводе, спроектиро- щего бо́льшую вязкость по сравнению с водой, ванном на большие условные диаметры проход- за счет сил вязкого трения диссипатируется, ных сечений (УДПС). Использование сущест- и поток нефти движется в выходной патрубок вующих регулирующих устройств, спроектиро- преимущественно в радиальном направлении ванных в расчете на большие УДПС, является (см. рис. 3а), испытывая минимальное гидрав- проблематичным и требует высоких эксплуата- лическое сопротивление. Поток воды, имею- ционных затрат. щий меньшую вязкость по сравнению с нефтью, Управление расходом РС при помощи ВСУ имеет бо́льшую дальнобойность1 и движется (см. рис. 1а) основано на следующих прин- ципах: в связи с тем что давление потока пи- 1 Дальнобойность – это расстояние от места истечения струи до места, где скорость струи сравнивается тания должно быть меньше давления потока со скоростью окружающей РС.

№ 2 (44) / 2020 218 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

преимущественно в тангенциальном направле- дросселирующего сечения. В результате обра- нии (см. рис. 3б), тем самым образуя в вихревой зования вихревого течения происходит дисси- камере вихревое течение РС и, как следствие, пация энергии в проточной полости клапана уменьшая расход на выходе из вихревого огра- (см. рис. 5б), тем самым уменьшается расход ничителя притока нефти. на выходе. С целью устранения закрутки по- Подобными разработками занимаются тока после клапана установлен выпрямитель и в Китае. Так, компанией Ruifeng Petrotech потока. предложен аналогичный вихревой ограни- Система клапанов Typhoon разработана читель притока нефти Vortex AICD (рис. 4), для разрушения капель и эмульгирования мас- а также методика расчета и оптимизации [6] ла и воды. В течение нескольких лет экспери- проточной полости (см. рис. 4б,в). ментальных исследований система клапанов Норвежская фирма Typhonix затратила Typhoon показала значительную эффектив- на разработку вихревого клапана (рис. 5) по- ность разделения потоков нефти и воды, что рядка 12 млн долларов, спонсорами стали подтверждает надежность конструкции с ис- фирмы Shell, Statoil, Eni, Total, ConocoPhillips, пользованием вихревого течения РС. По мне- GDF Suez, Mokveld и Исследовательский со- нию производителя, система клапанов Typhoon вет Норвегии [7]. Дросселирующий элемент заменяет как обычную заслонку, так и регули- выполнен в виде перфорированного цилиндра рующие клапаны. Благодаря более плавному с тангенциально направленными каналами, снижению давления Typhoon улучшает разде- внутри которого перемещается золотник, пе- ление масла и воды. Результаты различных ис- рекрывая и открывая отверстия и соответст- пытаний и полевых установок показывают, что венно уменьшая или увеличивая площадь улучшение производительности наблюдается

ȼɯɨɞ Ɍɚɧɝɟɧɰɢɚɥɶɧɵɣɤɚɧɚɥ

ȼɢɯɪɟɜɚɹɤɚɦɟɪɚ ȼɵɯɨɞ

Ʉɪɭɝɨɜɵɟɥɨɩɚɬɤɢ

Ɋɚɞɢɚɥɶɧɵɟɤɚɧɚɥɵ ȼɯɨɞ

Рис. 2. Вихревой ограничитель притока нефти фирмы Halliburton

аб

Рис. 3. Схема вихревого ограничителя притока нефти: а – отсутствие вихревого течения РС, движение нефти преимущественно в радиальном направлении; б – наличие вихревого течения РС, движение воды преимущественно в тангенциальном направлении

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 219

абв Ⱦɚɜɥɟɧɢɟɉɚ Ⱦɚɜɥɟɧɢɟɉɚ

Рис. 4. Вихревой ограничитель притока нефти Vortex AICD компании Ruifeng Petrotec: а – внешний вид; б, в – распределение поля давления в проточной полости вихревого ограничителя притока нефти при использовании воды (б) или нефти (в) в качестве РС

ɋɬɚɧɞɚɪɬɧɵɣɤɥɚɩɚɧ Ɉɛɵɱɧɵɣɤɥɚɩɚɧ

ȼɢɯɪɟɜɚɹɩɨɥɨɫɬɶ ɜɮɨɪɦɟɬɪɭɛɤɢȼɟɧɬɭɪɢ Ⱦɢɫɫɢɩɚɰɢɹ ȼɢɯɪɟɜɨɣɤɥɚɩɚɧ ɷɧɟɪɝɢɢ

ȼɢɯɪɟɜɨɣɤɥɚɩɚɧ

ȼɵɩɪɹɦɢɬɟɥɶ ɩɨɬɨɤɚ Ɍɚɧɝɟɧɰɢɚɥɶɧɨ ɨɪɢɟɧɬɢɪɨɜɚɧɧɵɟ Ⱦɢɫɫɢɩɚɰɢɹ ɨɬɜɟɪɫɬɢɹ ɷɧɟɪɝɢɢ

Рис. 5. Вихревой клапан фирмы Typhonix: принцип работы

в широком диапазоне условий процесса и сос- их достоинств и недостатков, провели числен- тавов РС [8]. ное исследование газодинамических процессов Опубликованные ранее [9–11] математи- в проточной полости ВСУ в распределенных ческие зависимости выходных параметров газодинамических параметрах, исследование вихревого клапана – давления и расхода – эффекта запирания питающего канала, а также от параметров управления (давления и расхо- серию экспериментальных исследований и ве- да в канале управления), а также термодина- рификацию математической модели рабочего мических параметров от параметров проточ- процесса [12–16]. ной полости (диаметра и ширины вихревой ка- меры, геометрических параметров каналов пи- *** тания и управления, их числа и расположения) Выполненное математическое моделиро- основывались на эмпирических зависимостях, вание и расчетно-теоретические исследова- т.е. на данных экспериментальных исследова- ния позволили получить полное представле- ний, что на практике может быть применимо ние о рабочих процессах в проточной поло- лишь в узком диапазоне термодинамических сти ВСУ. Широкое применение в конструкции параметров РС и на начальном этапе расчета регулирующей арматуры принципа вихрево- подобных конструкций. го течения РС (ограничители притока нефти, Авторы настоящей статьи изучили сов- вихревой клапан для управления водой с при- ременное состояние вопроса, а именно: вы- месью нефти) подтверждает правомочность полнили патентный поиск ВСУ и обзор соот- использования этих устройств для решения ветствующей научно-технической литерату- технических задач. ры, проанализировали существующие кон- Анализ технических решений показал струкции вихревых клапанов с выявлением преимущества ВСУ (высокую надежность,

№ 2 (44) / 2020 220 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

возможность работы с различными РС, в том и воздействию электромагнитных полей), числе РС с абразивными включениями, низкую в силу чего рекомендуется использовать ВСУ стоимость изготовления и эксплуатации, невос- в качестве исполнительного органа в регулято- приимчивость к радиационному воздействию рах давления или расхода РС.

Список литературы 1. Goldschmied F.R. Hydraulic axisymmetric 8. Award winning TYPHOON valve systems // focused-jet diverters with pneumatic control: Typhonix clear production [электрон. ресурс]. – NASA TM X-53554 / F.R. Goldschmied, https://www.typhonix.com/technology-and- M.A. Kalange. – Huntsville, Alabama: NASA products/low-shear-typhoon-valve-systems Marshall Space Flight Center, 1966. – 247 c. 9. 3алманзон Л.А. Теория элементов пневмоники / 2. Гусенцова Я. А. Вихревые устройства Л.А. Залманзон. – М.: Nauka, 1969. – 508 c. в системах вентиляции / Я.А. Гусенцова, 10. Лебедев И.В. Элементы струйной автоматики / Е.А. Иващенко, А.А. Коваленко и др. – И.В. Лебедев, С.Л. Трескунов, В.С. Яковенко. – Луганск: Восточноукр. нац. ун-т им. В. Даля, М.: Машиностроение, 1973. – C. 289–314. 2006. – 296 c. 11. Исследование и расчет струйных 3. Бугаенко В.Ф. Пневмоавтоматика ракетно- элементов и цепей систем автоматического космических систем / В.Ф Бугаенко; под ред. регулирования: сб. статей / под. ред. В.С. Будника. – М.: Машиностроение, 1979. – Д.Н. Попова. – М.: МВТУ им. Н.Э. Баумана, 168 с. 1977. – 79 с. – (Труды МВТУ. – № 244). 4. Mnejja M.A Technical feasibility and economic 12. Uss A.Yu. The development of the vortex gas benefi t of using AICDs in horizontal well pressure regulator / A.Yu. Uss, A.V. Chernyshev // completions of a North Sea fi eld: master’s thesis / Procedia Engineering. – 2016. – Т. 152. – Mokhles Mnejja. – Leoben: Montanuniversität С. 380–388. Leoben, 2015. 13. Uss A.Yu. Development of gas pressure vortex 5. Luzan Ch.F., de. Computational study regulator / A.Yu. Uss, A.V. Chernyshyov, of the velocity fi elds and pressure differential V.I. Krylov // AIP Conference Proceedings. – in a Reynolds-number-sensitive fl uidic 2017. – Т. 1876. – C. 020025. – resistor / Charles Farbos de Luzan, Rodrigo DOI: 10.1063/1.4998845. Villalva, Ephraim Gutmark // Flow, Turbulence and Combustion. – 2019. – Т. 102. – С. 221–234. – 14. Uss A.Yu. Development of the calculation method DOI:10.1007/S10494-018-9952-0. and designing of a vortex jet device for gas fl ow regulation purposes / A.Yu. Uss, N.V. Atamasov, 6. Zhang F. A novel automatic phase selection device: А.V. Chernyshev // AIP Conference design and optimization / Feng Zhang, Haitao Proceedings. – 2019. – T. 2141. – C. 030028. – Li, Na Li, et al. // IOP Conference series: Earth DOI: 10.1063/1.5122078. and Environmental Science. – 2018. – Т. 108. – № 3. – DOI:10.1088/1755-1315/108/3/032021. – 15. Belova O.V. Vortex gas pressure https://iopscience.iop.org/article/10.1088/ regulator / O.V. Belova, A.A. Starodubcev, 1755-1315/108/3/032021/pdf A.V. Chernyshev // Engineering Journal: Science and Innovation. – 2013. – Т. 5. – 7. Low-shear valve wins SME Innovation Award // DOI: 10.18698/2308-6033-2013-5-760 The Norwegian American [электрон. ресурс]. – https://www.norwegianamerican.com/low-shear- 16. Белова О.В. Вихревой регулятор давления valve-wins-sme-innovation-award газа / О.В. Белова, А.А. Стародубцев, А.В. Чернышев [электрон. ресурс]. – http://engjournal.ru/articles/760/760.pdf

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 221

Development of control valves on the principle of a vortex fluid flow

A.Yu. Uss1*, A.S. Pugachuk1,2, A.V. Chernyshev1

1 Bauman Moscow State Technical University, Bld. 1, Est. 5, 2nd Baumanskaya street, Moscow, 105005, Russian Federation 2 Joint Institute for High Temperatures of the Russian Academy of Sciences, Bld. 2, Est. 13, Izhorskaya street, Moscow, 125412, Russian Federation * E-mail: [email protected]

Abstract. This article reviews and analyses the state-of-art designs of vortex jet devices, which are used to be applied as control valves and operate on the principles of vortex fl owing of a working medium. Authors examine pressure and fl ow rate valves without mechanically moving details, and describe their operational schemes. They substantiate application of a vortex jet device as an executive element of a pressure valve or a fl ow rate valve.

Keywords: vortex amplifi er, optimization, swirl chamber, gas fl ow regulation, fl uidics, Halliburton EquiFlow, vortex AICD.

References 1. GOLDSCHMIED, F.R., M.A. KALANGE. Hydraulic axisymmetric focused-jet diverters with pneumatic control: NASA TM X-53554. Huntsville, Alabama: NASA Marshall Space Flight Center, 1966. 2. GUSENTSOVA, Ya.A., S.V. PODLESNAYA, Ye.A. IVASHCHENKO, et al. Vortex devices in ventilation systems [Vikhrevyye ustroystva v sistemakh ventillyatsii]. Lugansk: East-Ukrainian National University named after Vladimir Dal, 2006. (Russ.). 3. BUGAYENKO, V.F. Pneumatic automation of space rocket systems [Pnevmoavtomatika raketno-kosmicheskikh sistem]. Moscow: Mashinostroyeniye, 1979. (Russ.). 4. MNEJJA, M.A Technical feasibility and economic benefi t of using AICDs in horizontal well completions of a North Sea fi eld. Master’s thesis. Leoben: Montanuniversität Leoben, 2015. 5. LUZAN, Ch.F., de., R. VILLALVA, E. GUTMARK. Computational study of the velocity fi elds and pressure differential in a Reynolds-number-sensitive fl uidic resistor. Flow, Turbulence and Combustion, 2019, vol. 102, pp. 221–234. ISSN 1386-6184. DOI:10.1007/S10494-018-9952-0. 6. ZHANG, F., H. LI, N. LI, et al. A novel automatic phase selection device: design and optimization [online]. IOP Conference series: Earth and Environmental Science, 2018, vol. 108, no. 3. DOI:10.1088/1755- 1315/108/3/032021. Available from: https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1755-1315/108/3/032021/pdf 7. Low-shear valve wins SME Innovation Award [online]. In: The Norwegian American. Available from: https://www.norwegianamerican.com/low-shear-valve-wins-sme-innovation-award 8. Award winning TYPHOON valve systems [online]. In: Typhonix clear production. Available from: https://www.typhonix.com/technology-and-products/low-shear-typhoon-valve-systems 9. ZALMANZON, L.A. Pneumatic elements theory [Teoriya elementov pnevmoniki]. Moscow: Nauka, 1969. (Russ.). 10. LEBEDEV, I.V., S.L. TRESKUNOV, V.S. YAKOVENKO. Elements of jet automation [Elementy struynoy avtomatiki]. Moscow: Mashinostroyeniye, 1973, pp. 289–314. (Russ.). 11. POPOV, D.N. (ed.). Research and calculation of inkjet elements and chains of automatic control systems [Issledovaniye i raschet struynykh elementov i tsepey system avtomaticheskogo regulirovaniya]: collected bk. Series: Trudy MVTU, Moscow: Bauman University, 1977, no. 244. (Russ.). 12. USS, A.Yu., A.V. CHERNYSHEV. The development of the vortex gas pressure regulator. Procedia Engineering, 2016, vol. 152, pp. 380–388. ISSN 1877-7058. (Russ.). 13. USS, A.Yu., A.V. CHERNYSHYOV, V.I. KRYLOV. Development of gas pressure vortex regulator/ In: AIP Conference Proceedings, no. 2017, vol. 1876, p. 020025. DOI: 10.1063/1.4998845. 14. USS, A.Yu., N.V. ATAMASOV, А.V. CHERNYSHEV. Development of the calculation method and designing of a vortex jet device for gas fl ow regulation purposes. In: AIP Conference Proceedings, 2019, vol. 2141, p. 030028. DOI: 10.1063/1.5122078. 15. BELOVA, O.V., A.A. STARODUBCEV, A.V. CHERNYSHEV. Vortex gas pressure regulator. Engineering Journal: Science and Innovation, 2013, vol. 5. ISSN 2305-5626. DOI: 10.18698/2308-6033-2013-5-760 16. BELOVA, O.V., A.A. STARODUBCEV, A.V. CHERNYSHEV. Vortex gas pressure regulator [Vikhrevoy regulyator davleniya gaza] [online]. Available from: http://engjournal.ru/articles/760/760.pdf (Russ.).

№ 2 (44) / 2020 Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов 235

В 38 Вести газовой науки: науч.-тех. сб. ‒ М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2020. ‒ № 2 (44): Управление тех- ническим состоянием и целостностью газопроводов. – 235 с. – ISSN 2306-8949. Сборник представляет собой панораму современных взглядов на решение текущих и перспектив- ных задач управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы и обес- печения безопасной эксплуатации газопроводов. В сборник вошла 21 статья. Статьи освещают клю- чевые направления исследований, новые материалы и технологии, совершенствование и оптимиза- цию технических и управленческих решений для отрасли в целом. В основном это материалы, впер- вые обнародованные на VIII Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (ГТС-2019), которая состоялась на площадке ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при поддержке ПАО «Газпром», Минэнерго и Минобрнауки России, Российского га- зового общества. В работе конференции приняли участие представители Группы Газпром, произво- дители трубной продукции, материалов и оборудования для ремонта и диагностирования объектов газотранспортной системы, крупнейших образовательных учреждений, научно-исследовательских институтов и ИТ-компаний. Издание будет интересно широкому кругу специалистов нефтегазовой, химической и металлурги- ческой промышленности, а также учащимся вузов с нефтегазовой специализацией. В том числе им можно воспользоваться для разработки программ повышения квалификации.

Vesti Gazovoy Nauki: collected papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2020, no. 2 (44): Control of gas pipelines technical status and integrity, 235 pp. ISSN 2306-8949. (Russ.). This collected book is a prospect of the state-of-art views on current and strategic tasks in controlling technical status and integrity of gas transportation systems and support of their safe operation. It consists of 21 articles highlighting the research leads, new materials and techniques, perfection and optimization of technical and administrative management. Mostly, these materials have been manifested rst at the VIII International Conference “Gas Transportation Systems: Present and Future” (GTS-2019), which has taken place in the Gazprom VNIIGAZ LLC backed by the Minenergo of Russia, the Minobrnauki of Russia, and the Russian Gas Society. The GTS-2019 participants have represented the Gazprom Group companies, pipe-rolling plants, manufacturers of materials, vendors of the repair, diagnostic and IT equipment, and educational institutions. Revealed information could be interesting for wide range of researches and practitioners employed in petroleum, chemical and metallurgic industries. It will be also useful for students and postgraduates from correspondent universities (inter alia these materials could be applied for compilation of career progression programs).

№ 2 (44) / 2020