Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы обеспечения безопасности эксплуатации действующих нефтепродуктопроводов 12
1.1 Основные повреждения нефтепродуктопроводов 12
1.2 Общие подходы к оценке степени опасности повреждений нефтепродуктопроводов 16
1.3 Методы снижения опасности повреждений нефтепродуктопроводов 24
2 Исследование закономерностей деформационного старения металла конструктивных элементов нефтепродуктопроводов ... 55
2.1 Причины деформационного старения трубных низкоуглеродистых и низколегированных сталей, применяемых при строительстве нефтепродуктопроводов 55
2.2 Влияние деформационного старения на образование усталостных трещин в металле труб 61
2.3 Разработка математической модели деформационного старения 67
2.4 Влияние деформационного старения на характеристики безопасности конструктивных элементов нефтепродуктопроводов 83
Выводы по главе 2 95
3 Научные основы оценки опасности повреждений в металле нефтепродуктопроводов 96
3.1 Определение коэффициентов снижения несущей способности труб с повреждениями 96
3.2 Определение коэффициента снижения долговечности конструктивных элементов нефтепродуктопроводов с повреждениями при циклическом нагружении 101
3.3 Оценка степени опасности повреждений при длительном статическом нагружении и коррозии конструктивных элементов нефтепродуктопроводов 114
3.4 Расчеты степени опасности повреждений на основе априорной диагностической информации 115
Выводы по главе 3 125
4 Определение параметров технологии устранения опасности повреждении проведением ремонтно-сварочных работ на нефтепродукте проводах без остановки перекачки продукта 126
4.1 Расчетная оценка возможности разгерметизации нефтепродукте про вода при выполнении ремонтно-сварочных работ 129
4.2 Определение несущей способности труб при выполнении ремонтно-сварочных работ по критерию выпучивания зоны ослабления. 131
4.3 Оценка и повышение технологической прочности при сварке трубных сталей в напряженном состоянии 145
4.4 Взаимосвязь предельно допускаемых давлений в нефтепродуктопроводах от длительности их эксплуатации 173
Выводы по главе 4 175
5 Разработка и обоснование методов снижения степени опасности повреждений нефтепродуктопроводов применением накладных элементов 176
5.1 Исследование напряженно-деформированного состояния накладных элементов 177
5.2 Общие принципы укрепления повреждений накладными элементами 181
5.3 Реконструкция ремонтных хомутов с целью повышения их работоспособности 193
5.4 Муфты повышенной работоспособности и безопасности эксплуатации 197
5.5 Целесообразность испытаний ремонтных накладных элементов нефтепродуктопроводов 203
5.6 Натурные испытания с целью обоснования научно-технических решений по снижению опасности повреждений нефтепродуктопроводов 217
Выводы по главе 5 238
6 Разработка теоретических основ технологии повышения эффективности эксплуатации нефтепродуктопроводов с применением противотурбулентных присадок 240
6.1 Оценка гидравлической эффективности применения противотурбулентных присадок 243
6.2 Исследование технологических аспектов транспорта углеводородного сырья на основе применения противотурбулентных присадок 249
Выводы по главе 6 250
Основные выводы и рекомендации по работе 251
Библиографический список использованной литературы
- Основные повреждения нефтепродуктопроводов
- Причины деформационного старения трубных низкоуглеродистых и низколегированных сталей, применяемых при строительстве нефтепродуктопроводов
- Определение коэффициентов снижения несущей способности труб с повреждениями
- Исследование напряженно-деформированного состояния накладных элементов
Введение к работе
В связи с высоким уровнем загрязнения природной среды, сложной и напряженной экологической обстановкой, необеспеченной безопасностью объектов топливно-энергетического комплекса (ТЭК) - трубопроводов, нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз и т.д., отсутствием или недостатком средств, необходимых для их реабилитации, участившимися авариями на объектах ТЭК, в том числе с жертвами, правительством страны принят ряд постановлений, направленных на кардинальное изменение экологической ситуации.
Низкая безопасность объектов ТЭК обусловлена, в первую очередь, изношенностью оборудования. Изношенность основных фондов предприятий нефтяной отрасли, являющихся одними из основных загрязнителей природы, колеблется от 50 до 70 %. По официальным данным, при сегодняшних темпах замены изношенных участков около 50 % трубопроводов уже выработали свой ресурс. По прогнозу Министерства чрезвычайных ситуаций России, число аварий на трубопроводах в ближайшие 2 года может возрасти в 2 раза.
Особо опасные участки трубопроводов - подводные переходы, запорная арматура, переходы трубопроводов через автомобильные и железные дороги, пересечения с другими коммуникациями, участки нефтепродуктопро-водов, проходящих вблизи населенных пунктов, и др. - практически не обследованы, информация об их действительном техническом состоянии, а зачастую и проектная документация, отсутствует.
По данным обследования небольшого участка трубопровода одного из предприятий ТЭК, выявлено до 10 дефектов на 1 км, которые должны быть ликвидированы в кратчайшие сроки. По всей системе это выливается в огромные объемы ремонтных работ, замену, реконструкцию большого числа объектов, в том числе подводных переходов, арматуры, количество которых переваливает за десяток тысяч. Затраты на проведение реабилитации этих объектов будут астрономические. Ограниченные финансовые возможности предприятий не позволяют заметно обновить изношенное оборудование на
5 новое. Обеспечить безопасность своих объектов они могут лишь за счет эффективного оперативного их ремонта.
Поскольку в короткий срок и с минимально возможными затратами обеспечить необходимую высокую безопасность большинства объектов ТЭК не удастся, то выходом являются разработка основ безопасности и методик оценки ущерба и риска; сосредоточение усилий на объектах, представляющих особую опасность при авариях; создание рациональной стратегии и тактики их технического обслуживания и ремонта на базе мобильных ремонтных мастерских с использованием лучших отечественных и зарубежных технологий и техники, обладающих широкими возможностями и хорошо зарекомендовавших себя на практике; организация мониторинга технического состояния особо опасных объектов на базе технической диагностики; прогнозирование безопасности и др.
Для ряда предприятий ТЭК разработана программа обеспечения безопасности объектов, находящихся в эксплуатации.
Эта программа базируется на следующих положениях:
декларация безопасности объектов;
диагностика трубопроводов и подводных переходов;
замена изношенного оборудования;
ремонт линейной части трубопроводов по данным диагностического обследования.
Для особо опасных объектов ТЭК - переходов трубопроводов через реки, автодороги, запорной арматуры ( в т.ч. электроприводов) - разработаны детальные программы обеспечения безопасности, согласованные с органами Госгортехнадзора РФ, имеется некоторая база по обследованию технического состояния, организации мониторинга технического состояния и рационального обслуживания, ремонту в полевых условиях, деклараций безопасности.
В настоящее время в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт» имеется знaчиfeльнoe количество морально и физически устаревшего оборудования, которое является потенциальным источником отказов и последующих за ни-
ми аварий с катастрофическими последствиями.
Надежность и безопасность трубопроводов тесно связаны между собой, поскольку отказы их объектов и сооружений могут привести к гибели людей, загрязнению окружающей среды.
Поэтому при решении задач обеспечения безопасности эксплуатации приоритетным направлением является, создание системы магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) повышенной надежности.
Одной из задач безопасности является оценка степени или фактора риска, т.е. определение вероятности реализации совокупности ситуаций, которые могут подвергнуть эксплуатационный персонал, а также население и окружающую среду повышенной опасности. Составляющей этой вероятности (степени риска) является вероятность возникновения отказа, т.е. необходимо по-прежнему решать задачи обеспечения надежности (безотказности, долговечности).
Одним из методов обеспечения и повышения надежности являются предупредительные контрмеры и далее мероприятия по парированию ситуаций в том случае, когда отказ произошел.
Разработка предупредительных контрмер создает ряд задач по определению и предотвращению возможности отказов, т.е. на одно из первых мест выступает задача определения и прогнозирования технического состояния магистральных нефтепродуктопроводов, и в первую очередь линейной части.
В настоящее время имеется ряд методических подходов к определению и прої нозированию технического состояния линейной части магистральных трубопроводов [200-207 и др.].
Во-первых, техническое состояние линейной части (наличие изоляции, царапин, гофров, вмятин, определение толщины стенок и т.п.) может быть определено путем непосредственного наблюдения вскрытого трубопровода (шурфованием) с применением специальных средств контроля и измерений и сопоставлением полученных данных с требуемыми параметрами (паспортными и проектными).
7 Во-вторых, эффективным средством оценки технического состояния
является диагностирование на основе создаваемого унифицированного ряда
диагностической аппаратуры.
Таким образом, создаваемая аппаратура внутритрубной и наружной
дефектоскопии позволяет решить следующие задачи:
обнаружить неисправности и определить изменение характеристик режима работы трубопровода;
оценить текущее техническое состояние;
оценить сроки безопасной эксплуатации на перспективу.
Прогнозирование степени опасности и сроков эксплуатации трубопровода по результатам диагностирования и непосредственно по экспертизе технического состояния собственно трубопровода осуществляется согласно нормативным документам на основе определения остаточного ресурса поврежденных участков труб при заданных режимах эксплуатации.
Обеспечение надежности и безопасности эксплуатации трубопровода требует комплексного подхода и должно включать в себя, прежде всего, оценку и снижение опасности повреждений конструктивных элементов действующих нефтепродуктопроводов.
В вопросах эксплуатации, ремонта и реконструкции нефтепродуктопроводов важное место занимает разработка технологии и технических средств по снижению опасности повреждений на основе выборочного и аварийно-восстановительного ремонтов.
Старение металла труб является одной из причин снижения рабочего давления и соответствующего уменьшения пропускной способности магистральных нефтепродуктопроводов. В этой связи особую актуальность приобретаем создание новых технологических приемов, обеспечивающих санацию пропускной способности трубопроводов с большим сроком эксплуатации и адекватное улучшение их технико-экономических показателей.
Мировой и отечественный опыт эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов свидетельствует о значительных успехах, полученных в
8 последние годы в результате использования противотурбулентных присадок
(ПТП) с целью снижения гидравлического сопротивления.
Несмотря на исследования эффекта снижения гидравлического сопротивления за счет ввода незначительного количества полимерных добавок в транспортируемую жидкость, до сих пор отсутствует достаточно полная теория этого явления. Это может быть объяснено, в первую очередь, недостатком прямых экспериментальных данных, позволяющих разработать адекватные полуэмпирические модели. Во-вторых, сложность физического явления, находящегося на стыке физикохимии полимеров, реологии и гидродинамики, также может рассматриваться как одна из причин отсутствия общепринятой теории данного явления.
Методы и средства повышения эффективности эксплуатации и поддержания надежности трубопроводов на основе применения противотурбулентных присадок, диагностирования утечек, обеспечения надежности подводных переходов, разработанные Н.П. Антипьевым, И.Р. Байковым, А.К. Галлямовым, А.Г. Гумеровым, Р.С. Гумеровым, Е.Л. Левченко, М.В. Лурье, В.Ф. Новоселовым, А.Д. Прохоровым, A.M. Шаммазовым, Ш.И. Рахматуллиным и другими учеными, позволили создать новые технические и технологические решения, обеспечившие прогресс в области магистрального трубопроводного транспорта. Однако дальнейшее решение проблемы повышения эффективности эксплуатации магистральных нефтепро-дуктопроводов и прогнозирования нештатных ситуаций невозможно без совершенствования и применения способов и методов, основанных на концепциях, достигнутых на стыке наук, в частности применения противотурбулентных присадок, определения количества жидкости и контроля утечек из нефтепродуктопроводов с самотечными участками, повышения надежности подводных переходов.
В этой связи актуальной является проблема разработки новых технологий транспорта нефтепродуктов с учетом достижений в области синтеза высокомолекулярных присадок, методических и технических решений контро-
9 ля утечек в трубопроводах с самотечными участками, совершенствования
технических решений по надежности и безопасности эксплуатации подводных переходов магистральных нефтепродуктопроводов.
Цель работы - создание комплексной системы оценки и снижения опасности повреждений конструктивных элементов действующих нефтепродуктопроводов, направленной на обеспечение безопасности их эксплуатации.
Основные задачи работы:
исследование закономерностей старения металла нефтепродуктопроводов;
оценка степени опасности различных повреждений нефтепродуктопроводов;
совершенствование технологии ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопроводах;
разработка новых технологий ремонта с целью снижения степени опасности повреждений;
разработка технологии по снижению дефектности при складировании и хранении труб аварийного и ремонтного запасов;
разработка научных основ повышения эффективности нефтепродуктопроводов с применением противотурбулентных присадок.
Научная новизна
Выявлены и описаны основные закономерности деформационного старения и охрупчивания металла конструктивных элементов нефтепродуктопроводов, позволяющие более адекватно оценивать степень опасности повреждений в металле,
Разработаны научные основы по оценке степени опасности повреждений конструктивных элементов нефтепродуктопроводов по критериям предельного состояния в условиях кратковременного и длительного статиче-
10 ского и малоциклового нагружений с учетом де градационных коррозионно-
механических воздействий, процессов деформационного старения и охруп-
чивания металла, перегрузок при гидравлических испытаниях.
На основании установленных закономерностей и особенностей снижения несущей способности конструктивных элементов, обусловленного локальными температурными воздействиями на напряженный металл, предложены расчетные методы определения технологических параметров ремонт-но-сварочных работ на действующих нефтепродукте проводах, обеспечивающих безопасность их ремонта и последующей эксплуатации.
Базируясь на результатах теоретических и экспериментальных исследований и натурных испытаний по оценке напряженно-деформированного и предельного состояний, предложены методы снижения опасности повреждений на действующих нефтепродуктопроводах (без остановки перекачки продукта), основанные на новых конструктивных решениях по применению ремонтных накладных элементов, в том числе нестандартных.
Предложена и научно обоснована новая технология ремонтно-сварочных работ с применением комбинированных швов, позволяющая обеспечивать безопасность эксплуатации нефтепроду кто проводов.
Создана научно-методическая база для решения технологических и технико-экономических аспектов транспорта нефтепродуктов с использованием противотурбулентных присадок, в частности получены функциональные зависимости параметра гидравлической эффективности от концентрации противотурбулентных присадок; предложен балансовый метод диагностики утечек из магистральных нефтепродуктопроводов с самотечными участками, основанный на использовании методологии статистической обработки данных, определяемых как с помощью обычного и характерного для любого трубопровода набора датчиков давления, температуры и расхода, так и целевого оснащения трубопровода перспективными средствами измерения расхода, например высокоточными накладными ультразвуковыми расходомерами; разработана математическая модель и предложен алгоритм расчета системы пере-
пуска отключенных резервных ниток подводных переходов магистральных нефтепродуктопроводов, позволяющие наряду с учетом изменения температуры окружающей среды учитывать также протяженность и размеры перепускной линии, нестационарность и начальные условия процесса сброса давления в отключенных нитках.
Практическая ценность результатов работы
Разработанный комплекс нормативно-технических материалов по оценке и снижению опасности повреждений на действующих нефтепродук-топроводах согласован с органами Госгортехнадзора РФ и позволяет обеспечивать их безопасность и работоспособность в течение расчетного срока эксплуатации, определенного по остаточному ресурсу конструктивных элементов.
Предложены методы расчета эффективности использования научно-технических решений по оценке и снижению опасности повреждений на нефтепродукте про водах, находящихся под избыточным давлением.
Создана методика оценки эффективности применения противотур-булентных присадок на магистральных нефтепродукте проводах.
Разработан метод диагностики утечек из магистральных нефте- и неф-тепродуктопроводов с самотечными участками, адекватно отражающий изменение параметров самотечного участка и позволяющий прогнозировать нарушения герметичности трубы.
4. Предложенные научно-технические решения нашли практическое
применение в Институте проблем транспорта энергоресурсов при разработке
технологий ремонта и испытаний, методов расчета остаточного ресурса, при
менения противотурбулентных присадок на нефтепродукте про водах
ОАО «АК «Транснефтепродукт».
Основные повреждения нефтепродуктопроводов
Повреждение нефтепродуктопровода интерпретируется как нарушение его исправного состояния при сохранении работоспособности. К повреждениям трубопроводов относятся различные по происхождению гофры, вмятины, каверны, царапины, забоины, непровары, поры, неоднородность металла, отклонения выше нормы геометрического сечения трубы и др.
В последнее время участились повреждения нефтепродуктопроводов, вызванные криминальными (несанкционированными) врезками. В частности, на рисунке 1.1 показано распределение количества таких повреждений по годам на одном из предприятий ОАО «АК «Транснефтепродукт».
Основными причинами аварий на нефтепродукте про в одах являются; - дефекты материала (труб, фасонных изделий, арматуры и др.); - коррозия; - брак строительно-монтажных работ; - механические повреждения при производстве работ в охранной зоне трубопровода; - ошибки эксплуатационного персонала; - стихийные явления (землетрясения, наводнения, оползни и т.п.); - действия сторонних организаций; - действия физических лиц.
Способы обнаружения повреждений и аварий на магистральных неф-тепродуктопро водах могут быть подразделены на: - визуальные (по выходу перекачиваемого продукта на поверхность; об наруживаются либо при контрольном обходе специальными патрульными группами, либо работниками других служб трубопровода, а также посторон ними лицами); - определенные специальными автоматизированными системами обнаружения аварий; - косвенные (по изменению технологических параметров перекачки; падению давления, снижению производительности и т.п.).
В зависимости от расположения дефектов на трубопроводе аварии подразделяются: - го основному металлу труб; - в сварных соединениях (продольном или поперечном шве); - на запорной арматуре; - на устройствах трубопровода (вантузах, устройствах отбора давления, указателях прохождения средств очистки и диагностики).
По условиям прохождения трассы (аналогично характеристике участков трубопровода) аварии происходят: - на равнинных участках трассы; - на переходах через препятствия; - на болотистых участках трассы; - на горных и скальных участках трассы; - на подводных участках трубопроводов.
Последствия аварий всех видов в зависимости от тяжести разделяются на три категории. "
К последствиям 1-ой категории относятся аварии, приведшие: - к смертельному случаю или травматизму с потерей работоспособности или групповому травматизму; - к воспламенению нефтепродукта или взрыву его паров; - к нарушению работоспособности объекта МНПП более чем на 24 часа или потерям перекачиваемого нефтепродукта в окружающую среду свыше 100 м3.
К последствиям 2-ой категории относятся аварии, приведшие к нарушению работоспособности объекта МНПП от 8 до 24 часов или потерям перекачиваемого нефтепродукта в окружающую среду от 10 до 100 м3.
К последствиям 3-ей категории относятся аварии, приведшие к нарушению работоспособности объекта МНПП от 0,5 до 8 часов или потерям перекачиваемого нефтепродукта в окружающую среду от 1 до 10 м3.
Нарушение герметичности трубопровода, не подпадающее под определение аварии, классифицируется как повреждение.
Ликвидация повреждений и аварий производится в соответствии с требованиями [191-199 и др.] силами аварийно-восстановительных служб (ABC) с привлечением, при необходимости, сил и средств местных органов власти и предприятий через местные органы управления, штабы по делам ГО и ЧС, МВД в зависимости от тяжести аварии и возможных последствий для окружающей среды и населенных пунктов.
Причины деформационного старения трубных низкоуглеродистых и низколегированных сталей, применяемых при строительстве нефтепродуктопроводов
Основной причиной деформационного старения является пластическая деформация металла [31, 49, 245].
В металле нефтепродуктопроводов пластические деформации могут возникать до и в процессе эксплуатации.
До эксплуатации нефтепродуктопроводов пластические деформации могут возникать в результате холодного формоизменении заготовок при производстве, складировании, хранении и монтаже труб, а также испытаниях смонтированного трубопровода.
В процессе эксплуатации пластические деформации могут возникать в результате непредвиденных перегрузок в трубопроводе, а также в зонах с высокой концентрацией напряжений при нормальных режимах их работы.
В условиях циклического нагружения пластические деформации в зонах с концентрацией напряжений постепенно могут возрастать.
Как известно, пластическая деформация является результатом перемещения дислокаций (микродефектов) [130, 154].
Повышение прочности с возрастанием плотности дислокаций объясняется тем, что при растяжении возникают не только параллельные друг другу дислокации, но и дислокации в разных плоскостях и направлениях. Другими словами, дислокации мешают друг другу свободно перемещаться. В результате этого происходит упрочнение (деформационное) металла [130, 170].
Большое количество искаженных мест в кристаллическом зерне задерживает движение дислокаций и способствует увеличению числа мест их развития. Образование пластической деформации начинается уже при небольших нагрузках, так как среди множества хаотически сложенных кри сталлов всегда находится некоторое количество наименее выгодно ориентированных и имеющих линейные дефекты. По мере нагружения кристаллиты разбиваются на фрагменты размером около 10 см, а те, в свою очередь, образуют блоки на 2 порядка меньше. В процессе разбивания возникают напряжения второго рода. Они по величине близки к прочности металла в микрообъеме. Около микродефектов возникают значительные по величине ультрамикронапряжения - искажения третьего рода. Эти искажения сосредотачивают часть энергии пластического деформирования и предопределяют напряжения первого рода [154].
Более сложные процессы происходят при циклическом нагружении металла. Так, в начальном периоде циклического нагружения микротвердость в опасном сечении образца несколько возрастает за счет роста плотности дислокаций. Затем происходит уменьшение микротвердости, что совпадает с появлением первых линий скольжения и субмикроскопических трещин. Перед разрушением образца микротвёрдость снова увеличивается, а при разрушении опять падает [87, 170].
В сложном процессе усталости металла труб можно выделить более простые процессы, определяющие накопление усталостных повреждений. Эти процессы, будучи результатом действия сложных механизмов, связанных с линейными и точечными дефектами, сначала проявляются как локальные пластические деформации. Результатом этих деформаций в наиболее слабых и наиболее благоприятно ориентированных по отношению к приложенному напряжению зернах являются линии скольжения и состоящие из них полосы скольжения. На полосах скольжения, как правило, зарождаются и развиваются усталостные трещины. В трубных сталях существует сильное взаимодействие разного рода дефектов с примесными атомами (углерода, азота) и с выделением примесных фаз в виде карбидов и нитридов. Полосы скольжения появляются в результате микропластической деформации структурно неоднородных областей при циклической нагрузке металла труб. Эти полосы состоят из разного числа линий скольжения. Под термином линия понимают след скольжения в одной плоскости на свободной поверхности.
Это - след относительно взаимного перемещения кристаллографических плоскостей в результате перемещения дислокаций. По мере роста нагрузки происходит заполнение линиями скольжения зон между ранее образованными линиями скольжения.
Установлено [242-245], что в трубных сталях с большим сроком службы (20 лет и более) число полос скольжения в отдельно взятых кристаллических зернах гораздо меньше (см. рисунок 2.1), чем в сталях в исходном состоянии. Это связано с охрупчиванием отдельных групп кристаллических зерен в металле. Кроме того, на металлографических снимках этих образцов, полученных при большом увеличении (хЮОО), вдоль линии скольжения начинают также возникать частицы новообразований по мере увеличения срока службы трубных сталей (см. рисунок 2.1, б).
Усталостные полосы скольжения отличаются от полос, вызванных статической нагрузкой, в основном, своей локальностью и толщиной. Следует отметить, что даже на первоначальных линиях скольжения уже можно наблюдать зародыши усталостных трещин.
К особенностям линий скольжения относится то, что они слабо тормозятся границами блоков и сильно блокируются границами зерен.
Полосы скольжения характеризуются устойчивостью, и тем сильнее, чем больше число циклов. Их можно рассматривать как микронадрезы. Атомы углерода и азота при циклических нагружениях легко диффундируют к полосам скольжения. Полосы скольжения наряду с границами зерен, карбидных и других неметаллических включений являются источниками зарождения усталостных трещин.
Определение коэффициентов снижения несущей способности труб с повреждениями
Основная цель настоящей главы - произвести оценку степени опасности различных повреждений в конструктивных элементах нефтепродукте -проводов. Для этого необходимо решить две задачи. Первая задача связана с установлением закономерностей взаимосвязи остаточной дефектности конструктивных элементов с величиной внутреннего давления в нефтепродукто-проводе. В результате этого определяется коэффициент снижения несущей способности ф , представляющий собой отношение разрушающего давления конструктивного элемента с повреждением Рвп к разрушающему давлению Рв бездефектного конструктивного элемента: ф„ = РВП/РВ. Вторая задача сводится к определению коэффициента снижения долговечности ф( для конструктивных элементов нефтепродуктопроводов. При этом ?i=tEJ[/tB, где tDn и tB - долговечность конструктивных элементов соответственно с повреждением и без него. Заметим, что ф( = f (фр )
Установленные значения фр и ф( могут быть использованы для оценки: - степени опасности и очередности устранения повреждений, обнаруженных при диагностике; - остаточного ресурса трубопроводов и их конструктивных элементов; - периодичности диагностики и испытаний нефтепродуктопроводов; - причин механических отказов нефтепродуктопроводов.
Для определения фр можно воспользоваться разработанными нами методическими рекомендациями [143, 144], в которых даны методы расчета предельных давлений труб с дефектами и без них. Указанные методические рекомендации согласованы Госгортехнадзором РФ и разосланы заинтересованным предприятиям. В них рассмотрены наиболее распространенные по вреждения конструктивных элементов трубопроводов; с трещины и несплошности различных размеров, конфигураций, местоположения и ориентации по отношению к главным осям элементов и направлению приложения нагрузок; дефекты сварных соединений (непровары, смещение кромок и др.); вмятины; коррозионные повреждения (сплошная коррозия, питтинги, коррозионные язвы и др.) и пр.
Ниже приведена общая схема расчета коэффициента несущей способности фр для труб с наиболее распространенными и опасными трещинопо добными дефектами.
Вначале определяются характеристики статической трещиностойкости металла конструктивных элементов нефтепродуктопроводов.
За количественную меру сопротивления разрушению конструктивных элементов с трещинами при статическом нагружении принимается разрушающее напряжение (cr J в нетто-сечении плоского образца с боковой трещиной (тип 5 по ГОСТ 25.506-85 [86]): сг7=«тр 0 в гДе атр " параметр трещиностойкости стали (а 1,о); св - временное сопротивление стали.
В общем виде величину фр можно представить в виде следующей зависимости от безразмерных параметров трещиностойкости ot и геометрии трещиноподобного дефекта: pp = aip-Kh-KrK(p.Ky, (3.1) где Kh, К, Кф, Ку - коэффициенты, характеризующие степень уменьшения толщины стенки элемента (Kh l,0), протяженность дефекта (К 1,0), наклон трещиноподобного дефекта по отношению к продольной оси трубопровода (Кф 0) и радиальному направлению (Ку 0). Значения этих безразмерных коэффициентов определялись теоретическими и экспериментальными методами.
В нефтепродукте проводах нередко обнаруживаются сквозные повреждения в виде отверстий (см. главу 1). В указанных методических рекоменда циях не была рассмотрена задача оценки предельного состояния труб со сквозными повреждениями. Поэтому нами проведены дополнительные исследования по оценке фр для труб с отверстиями [104]. Вкратце изложим результаты этой разработки.
Внутритрубная диагностика линейной части нефтепродукте проводов является приоритетным направлением определения технического состояния тела трубопровода. По результатам диагностики производится планирование ремонтных работ по устранению выявленных дефектов для обеспечения надежности и безопасной эксплуатации линейной части нефтепродуктопроводов.
В результате анализа выявленных при внутритрубной диагностике дефектов, подлежащих устранению, установлена существенная доля однотипных дефектов - заплат, как правило, ненормативных формы и размеров, наваренных на «чопы» в местах устраненных несанкционированных врезок в трубопровод и, в отдельных случаях, на места повреждений тела трубы (риски, царапины, задиры и т.п.).
Способ устранения дефектов с демонтажем существующей заплаты, подготовкой дефектного участка и наваркой заплаты стандартных размеров по нормативным технологиям связан с опасностью повреждения тела трубопровода при демонтаже заплаты и нарушения структуры металла стенки трубопровода при наварке новой заплаты фактически на то же место. Кроме этого, определение качества сварного шва существующей заплаты неразру-шающими методами контроля практически невозможно по причине наличия в трубе нефтепродукта, что не обеспечивает безопасность работ при демонтаже существующих заплат.
Исследование напряженно-деформированного состояния накладных элементов
Как известно, наиболее распространенными способами снижения степени опасности повреждений действующих нефтепродуктопроводов являются применение накладных элементов и заварка-наплавка несквозных локализованных повреждений (коррозионных язв, питтингов, трещин и др.). К накладным усилительным элементам относятся ремонтные хомуты и муфты, круглые, эллиптические и прямоугольные заплаты. Необходимо отметить, что существующие современные технологии применения ремонтных накладных элементов занижают их ресурс безопасной эксплуатации, а некоторые из них применяются как временно действующие (ремонтные муфты) или исключаются вовсе (ремонтные хомуты и заплаты). На наш взгляд, такие технические решения вопросов обеспечения безопасности трубопроводов являются научно необоснованными и часто приводящими к значительному увеличению себестоимости ремонтно-восстановительных работ. В ряде нормативных документов ремонтные хомуты и заплаты квалифицируются как дефекты, обнаруживаемые при диагностировании трубопроводов.
В связи с этим в настоящей работе были поставлены задачи по более детальному изучению работоспособности и безопасности эксплуатации нефтепродуктопроводов с накладными элементами.
В настоящей главе рассмотрены, в основном, вопросы снижения степени опасности повреждений применением накладных элементов.
Методы снижения степени опасности повреждений заваркой-наплавкой рассмотрены, по существу, в четвертой главе, в котором детально изучены вопросы повышения характеристик свариваемости, а следовательно, снижения степени опасности локальных несквозных повреждений. Напомним, что основной идеей этих методов снижения степени опасности несквозных повреждений является использование следствий механохимической неоднородности - применение при выполнении ремонтно-сварочных работ комбинированных швов.
В настоящей главе комбинированные швы рекомендуются для повышения угловых швов ремонтных усилительных накладных элементов.
Особенностью рассматриваемой задачи является реализация в окрестности сопряжения тела и трубы и накладных элементов краевых сил и моментов, существенно повышающих степень напряженности металла и снижающих несущую способность и безопасность эксплуатации нефтепродук-топроводов, и в особенности, когда в полости, образованной внешней поверхностью трубы и внутренней поверхностью накладных элементов действует, внутреннее давление трубопровода. Этот случай может реализоваться в ремонтных хомутах и муфтах, в которых несквозное повреждение разгерметизируется, например в результате коррозии металла.
Этот случай работы накладных элементов представляет наибольший научный и практический интерес, и поэтому он рассмотрен в настоящей главе и опубликован в ряде работ [56, 57, 73, 104, 106, 108, 110 и др.], в том числе в трех монографиях.
Оценка напряженного состояния накладных элементов произведена на базе теории тонких оболочек [27, 219]. В общем случае выражения для определения прогибов о и углов поворота w цилиндрических и конических оболочек в зависимости от размеров оболочек, внутреннего давления р, краевых моментов М, перерезывающих сил Q, продольных сил N и расстояния х вдоль оси оболочек имеют следующий вид: u = u(p,M,Q,N), (5.1) w = du/dx = w(p,M,Q,N). (5.2) Пусть х = хо является линией сопряжения трех оболочек. Если все величины определены в одной системе координат, то справедливы соотношения: , ( М1 + М2 + М3=0; (\ \ Qi+Q2+Q3=0; WilXn )= u7(xn) Wi(x0)=u3(x0); 1V 2V 0 N!+N2 + N3 = 0. Здесь индексы 1-3 обозначают номера оболочек (система может быть распространена и на большее число оболочек). Решение системы позволяет определить постоянные интегрирования М, Q, N в выражениях (5.1) и (5.2),
Рассмотрим накладную муфту, в которой три оболочки: труба вне муфты; муфта и труба под муфтой. Если в трубе под муфтой имеются сквозные дефекты, то оболочки 1 и 2 нагружены внутренним давлением и краевыми силами, а оболочка 3 - лишь краевыми силами.
