Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние вопроса по бандажно-муфтовым устройствам, применяемым для ремонта трубопроводов 8
1 1 Классификация муфтовых устройств. Упрочняющие конструкции 8
1 2 Герметизирующие устройства 12
1.3 Комбинированные усиливающие устройства с герметизацией дефектного места 18
Выводы по главе 32
2 Новые конструктивные решения по стеклоп ластиковым муфтам. методы экспериментальных исследований 33
2.1 Двухразъемные ремонтные стеклопластиковые муфты типа РСМ. Расчетное обоснование и выбор конструктивных параметров муфты. Метод ремонта дефектного участка 33
2.2 Одноразъемная муфта 46
2.3 Методика полигонных испытаний, натурных и лабораторных исследований 48
2 3.1 Цель и задачи полигонных и натурных испытаний двухразъемной муфты 48
2 3 2 Содержание и последовательность проведения испытаний 49
2.3.3 Приборное обеспечение испытаний 51
2.3.4 Методика лабораторных исследований одноразъемной муфты 52
Выводы по главе 64
3 Расчетные исследования взаимодействия стеклопластиковых муфт с трубой 65
3.1 Взаимодействие муфты с бездефектной трубой 65
3.2 Расчетные оценки влияния дефектов на прочность трубной оболочки 84
3.3 Оценка влияния стеклопластаковой оболочки на снижение коэффициента
концентрации напряжений 94
Выводы по главе 97
4 Экспериментальные исследования двухразъемных стеклопластиковых муфт 98
4.1 Полигонные испытания муфт типа ЭСМ, КСЛ, ГАРС 98
4.2 Исследование двухразъемной муфты РСМ-1220 в режиме наземных испытаний на полигоне и действующем газопроводе 104
4 2.1 Формирование базы результатов испытаний 104
4.2 2 Сопоставительный анализ результатов 114
4 2.3 Результаты испытаний муфты РСМ-1220 на действующем газопроводе 125
Выводы по главе 129
5 Лабораторные испытания муфты РСМ-530 130
5.1 Исследование влияния сил трения на деформации полотна муфты 130
5 2 Изучение влияния усилий затяжки на деформации полотна муфты и
радиальные перемещения трубы 135
5.3 Исследование напряженно-деформированного состояния системы «муфта-трубное кольцо» в условиях плоской деформации 140
5.4 Результаты испытаний на герметичность 146
Выводы по главе 151
6 Реализация результатов работы 152
6 1 Создание патентов и нормативных документов 152
6.2 Практическое внедрение метода ремонта на действующем газопроводе 154
Выводы по главе 157
Общие выводы 158
Список использованных источников
- Классификация муфтовых устройств. Упрочняющие конструкции
- Методика полигонных испытаний, натурных и лабораторных исследований
- Расчетные оценки влияния дефектов на прочность трубной оболочки
- Исследование двухразъемной муфты РСМ-1220 в режиме наземных испытаний на полигоне и действующем газопроводе
Введение к работе
В мировой практике эксплуатации трубопроводных систем различного назначения актуальной проблемой является восстановление герметичности и прочности дефектных участков труб с целью поддержания проектной производительности трубопроводов в течение длительного времени. Особо важное значение данная проблема имеет для трубопроводов, транспортирующих углеводородное сырье - газ, нефть, конденсат по причине их высокой стоимости, энергоемкости и значительном экологическом ущербе при утечке продукта в окружающую среду в случаях нарушения герметичности стенок труб.
Широкое использование внутритрубных и наружных средств приборной диагностики дает возможность достаточно достоверно устанавливать характер и распределение дефектов стенки труб по длине трубопровода. Существуют методы оценки степени опасности дефектов и ранжирования их по мере этой опасности. В зависимости от меры опасности и факторов, влияющих на скорость развития дефектов, назначаются различные методы ремонта дефектных участков труб.
В последние 10-15 лет акцент методов ремонта в мировой практике смещается в сторону более широкого использования муфтовых технологий, альтернативных вырезкам трубных катушек и плетей с дефектами. В целом ряде случаев муфтовая технология является безальтернативным методом ремонта, например, при утечках продукта на подводных трубопроводах, подземных газо- и нефтепроводах. Кроме того, муфтовая технология незаменима в качестве временной меры для ремонта критических или сквозных дефектов при невозможности в данное время остановить перекачку продукта.
Технология изготовления муфт, способы их монтажа на трубе, эффективность защиты дефектных участков в значительной мере зависят от материала корпуса муфты.
Практика ремонта дефектных участков трубопроводов развивается, опираясь на высокопрочные материалы для муфт - сталь и армированные полимеры. Если конструкции и методы установки стальных муфт в достаточной мере отработаны, то применение для ремонта дефектов армированных полимеров, в частности стеклопластиков, находится в начальной стадии своего развития. Перспективы широкого применения стеклопластиков для ремонта локальных дефектов газопроводов определяются целым рядом высоких конструкционно-технологических и прочностных характеристик, а также экологической безопасностью и эксплуатационной надежностью.
Применяемые в настоящее время стеклопластиковые муфты имеют существенные недостатки, главные из которых - это недостаточное усиление дефектных участков, по-
вышенныи расход клеевых материалов, значительные затраты времени на установку муфт Практически не исследованы вопросы силового взаимодействия стекло пластиковой муфты с защищаемой дефектной трубой, отсутствуют методы расчета эффективности муфт, ощущается недостаток базы данных по натурным испытаниям муфт, установленных на трубы больших диаметров (530-1220 мм).
Эти вопросы разрабатываются в данной диссертационной работе с доведением результатов исследований до практического применения в процессе ремонта действующих газопроводов.
Цель диссертационной работы разработка методов и экспериментально-аналитическое обоснование эффективности применения новых конструкций стеклопла-стиковых муфт для ремонта газопроводов.
Основные задачи работы*
разработка конструктивных и технологических схем изготовления стеклопластико-вых муфт, обеспечивающих значительное упрочнение дефектных участков трубопроводов;
создание методики расчета стекло пластиковых муфт с болтовой затяжкой при установке на трубу;
расчетный анализ эффективности применения стеклопластиковой оболочки для снижения коэффициента концентрации напряжений в трубах с трещиноподобными дефектами;
разработка методов экспериментальных исследований муфт, установленных на трубы с дефектами;
проведение лабораторных, полигонных и натурных испытаний стеклпластиковых муфт различных конструкций с целью оценки эффективности их применения;
разработка методов ремонта дефектных участков трубопроводов с помощью стек-лопластиковых муфт;
создание нормативных документов по изготовлению и применению стеклопласти-ковых муфт.
Научная новизна
В результате анализа существующих конструктивно-технологических решений по ремонту дефектов трубопроводов разработаны принципиально новые конструкции стек-лопластиковых муфт с резьбовой затяжкой, позволившие значительно увеличить несущую способность дефектных труб при эксплуатации.
Создан аналитический метод расчета силового взаимодействия стеклопластиковой муфты с трубой при создании нагрузок от затяжки болтовых соединений и внутреннего
давления среды. Получены зависимости, связывающие значения контактного давления муфты на трубу с основными их конструктивными параметрами. Определена разрушающая нагрузка для трубы с дефектом, усиленным стеклопластаковои оболочкой.
Разработана комплексная методика экспериментальных характеристик муфт в лабораторных условиях, на полигоне и на действующем газопроводе, позволившая определить эффективность новых конструктивных решений, с учетом силовых и антикоррозионных параметров, сочетающих положительные свойства стеклопластиковых полотен и стальных узлов их затяжки
Разработан численный метод расчета концентраторов напряжений в трещиноподоб-ных дефектах, усиленных стекло пласта ковы ми муфтами, на основе которого оценена их эффективность
Защищаемые положения
Разработка конструкции высокопрочной стеклопласта ково й муфты с использованием специальной технологии однонаправленной намотки стеклошнура на шаблон.
Методика расчета эффективности болтовой затяжки при установке муфты на трубу
Методы экспериментальных исследований муфт в лабораторных условиях, на полигоне, на подземном участке действующего газопровода.
Оценка эффективности применения муфт по результатам исследований методов ремонта трещи но подобных и сквозных дефектов, а также определение их антикоррозионной защищенности.
Практическая значимость
На основе проведенных исследований созданы технические условия и стандарт предприятия ООО «Севергазпром», позволившие применить стеклопластиковые муфты при капитальном ремонте участков магистральных газопроводов. Разработано Руководство по проведению ресурсных испытаний труб, отремонтированных с применением муфтовых и сварочных технологий. Установлено 33 муфты на дефектные участки труб с экономическим эффектом 4,4 млн. рублей.
Апробация работы.
Основные положения и результаты исследований автора докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на:
- научно-техническом совете (НТС) ОАО «Газпром» «Новые технические решения при ремонте, реконструкции и строительстве линейной части магистральных газопроводов и газораспределительных станций» (г. Волгоград, 2002);
НТС ОАО «Газпром» «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов. Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» (г. Ухта, 2003);
научно-технической конференции Ухтинского Государственного Технического Университета (г. Ухта, 2004);
международной конференции: «Газотранспортные системы. Настоящее и будущее» (г. Москва, 2005 г.)
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ из них 3 патента на изобретения.
Структура работы Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, общих выводов, 15 таблиц, 79 рисунков и списка литературы из 117 наименований общим объемом 170 страниц.
Классификация муфтовых устройств. Упрочняющие конструкции
Ремонт трубопровода с помощью муфт производится для решения нескольких задач - обеспечить герметичность полости трубопровода, например, в случае течи продукта, создать усиливающий эффект для несквозных дефектов, снижающих прочность трубопровода, а также в определенной мере решать обе задачи в одном устройстве. В соответствии с такой постановкой предлагается все муфтовые устройства для ремонта разделить на три класса: герметизирующие, упрочняющие и комбинированные, объединяющие в себе эффекты усиления и герметизации (рисунок 1.1). Герметизирующие устройства надежно защищают подземный (подводный) трубопровод от проникновения внешней среды к дефектному месту, но не обеспечивает прочность дефектного участка на уровне бездефектной трубы.
Упрочняющие устройства применяются для ремонта несквозных поверхностных дефектов и могут поднять прочность дефектного участка до уровня бездефектной трубы. Комбинированные устройства, сочетающие преимущества герметизирующих и упрочняющих муфт, содержат как правило, внешнюю стальную оболочку и надежную герметизирующую прослойку между оболочкой и трубопроводом. Дальнейшее разделение каждого класса устройств на группы касается конструктивных особенностей и технологических элементов при установке (рисунок 1,1).
В ходе изложения используются аналогичные понятия «хомут», «бандаж», «лента», «гильза», «оболочка», которые приводятся в соответствующих источниках информации и обозначают муфтовое устройство, охватывающее трубопровод.
Упрочняющие муфтовые конструкции применяются с целью значительного снижения кольцевых напряжений в стенке трубопровода на месте установки муфты.
Представители данного класса в первую очередь касаются стальных муфт, монтируемых без приварки к трубопроводу [1-6]. Эффект снижения напряжений достигается за счет натяжения стенок муфты. Как правило, муфты состоят из двух половин, которые после установки на трубопровод с дефектом сначала сваривают один продольный шов, а затем стягивают половины на противоположном разъеме [1,2]. При этом натяг стенок обеспечивает расчетные напряжения в рабочем трубопроводе на уровне бездефектного состояния.
В устройствах [3, 4, 5] применяют внешние стяжные устройства, которые после монтажа муфт снимают. Ремонт дефекта с помощью муфты [3] проводится следующим образом Две половины муфты устанавливают на поврежденный участок, стягивают их ленточными цепями и гидравлическими домкратами, затем сваривают продольные швы, соединяющие полумуфты между собой
Способы ремонта с помощью муфт [4, 5] идентичны между собой (рисунок 1 2). На трубопровод 1 предварительно устанавливают половины муфты 2, на них размещают части корпуса 3 устройства с упругой камерой 4, которые центрируют с помощью шпилек 5. В упругую камеру через штуцер 6 подают жидкость до расчетного давления. При достижении необходимого давления половины муфты сваривают продольными швами между собой. После этого шпильки ослабляют, устройство передвигают на следующий участок. В результате бандажирования дефектного участка в трубопроводе создаются сжимающие напряжения около 100 МПа, что дает снижение напряжений в зоне дефектов на 60-70%, при этом стоимость ремонта дефектного участка снижается на 30% [5].
Эффект температурно-силового обжатия используется для ремонта трубы по способу [6]. Хомут состоит из двух сегментов с пазом для кольцевого сварного шва. При установке сегменты нагревают до расчетной температуры и сваривают между собой. При охлаждении сегменты стягивают трубу с дефектом кольцевого стыка, блокируя его развитие при эксплуатации.
Принцип усиления трубной оболочки с помощью стальной проволоки изложен в работах [7, 8 ,9]. В 1970 году опубликована работа по определению прочности бандажирования трубы таким способом [7]. Получена зависимость экономии металла от диаметра труб, рабочего давления и свойств материалов. Чем выше прочность проволоки, диаметр трубы и внутреннее давление перекачиваемой среды, тем ниже расход материалов по сравнению с монолитной стенкой. Более эффективны конструкции с предварительным натягом проволоки [8, 9]. В этом случае проволочный бандаж создает поле сжимающих напряжений в кольцевом направлении, для чего например предложено навивать проволоку на дефектное место с выходом за границы дефекта на 0,25 !ДЄф в обе стороны (ІДЄф -длина дефекта по оси трубопровода). Глубина дефекта не должна превышать половину толщины стенки трубы.
Разработана проволочная силовая оболочка (ПСО) и машины для ее монтажа (МФСО-1) [9]. ПСО состоит из ряда стальных проволок, охватывающих трубу с дефектом Концы проволок на месте продольного разъема ПСО заделаны в монолитные накладки с отверстием для натяжения. Накладки при натяжении с помощью МФСО-1 взаимодействуют между собой ступенчатыми кромками, которые после создания расчетного усилия затяжки свариваются продольным швом. Диаметр проволоки зависит от диаметра трубопровода и составляет 2-5 мм в диапазоне DH=377-1420 мм. Каждый виток проволоки натягивается усилием 0,4-1 кН, а эффект снижения кольцевых напряжений при эксплуатации газопровода достигает 10% от предела текучести материала трубы.
Известны способы локального усиления высоконапорных трубопроводов с поверхностными дефектами или свищами [10, 11]. Эти способы касаются ремонта надземных трубопроводов обвязки компрессорных станций, имеющих локальные дефекты типа коррозионных каверн и механических вырывов в местах приварки трубопроводов к швеллерам неподвижных опор. Трубопроводы обвязки работают в режиме переменных напряжений и разгрузить локальные дефекты для предотвращения трещинообразования предложено методом создания в стенке на месте дефектов напряжений обратного знака (рисунок 1.3). Для этого дефект 1 перекрывают прокладкой 2 из пластичного металла (например, отожженной меди), затем устанавливают хомут 3 с болтовой затяжкой 4. При затяжке хомут 3 воздействует на прокладку 2 радиальным усилием порядка 60 80 кН, медь заполняет полость дефекта 1, а радиальное усилие снижает напряжения в зоне дефекта и тем самым повышает надежность работы трубопровода 5 [10].
Отличие способа [11] состоит в том, что прокладка из отожженной меди дополнительно вдавливается в полость дефекта путем передачи усилия от двух болтов, установленных в резьбовых отверстиях стенки хомута. При затяжке этих болтов прокладка фактически замоноличивает дефектное место, разгружает его от напряжений за счет внешнего противодавления. В результате применения способа [11] продлевается срок безопасной эксплуатации высоконапорных трубопроводов с поверхностными дефектами.
Методика полигонных испытаний, натурных и лабораторных исследований
Выше была рассмотрена двухразъемная стеклопластиковая муфта на примере применения ее с целью ремонта дефектов газопровода диаметром 1220 мм. Для газопроводов диаметром 720 мм и менее, как показали предварительные расчеты гибкости и прочности полотна, целесообразно применять одноразъемную конструкцию муфты [91] (рисунок 2.5).
Муфта состоит из гибкой стекло пластиковой ленты 1 толщиной 5 с петлевыми захватами 2 на концах с толщиной 0,5 5, закладных элементов 3, выполненных в виде полого цилиндра 4 со ступенчато изменяющимся диаметром DlHi D2H, стягиваемых на концевых участках 5 болтами 6, проходящими через отверстия 7, шайб 8 со сферическими опорными поверхностями и гаек 9. Головки болтов выполнены квадратными и размещены в пазах 10.
Сборку муфты проводят следующим образом. На трубопровод 11 с дефектом (не показан) устанавливают ленту 1, раздвигая петлевые захваты 2 с закладными элементами 3 на величину наружного диаметра трубопровода 11 и охватывая его по окружности, затем устанавливают болты 6 в отверстия 7 закладных элементов 3, причем, квадратные головки болтов б размещают в пазах 10 с фиксацией болтов 6 от поворотов при затяжке гаек 9, устанавливают шайбы 8 и гайки 9 на концы болтов 6, заворачивают одновременно гайки 9 расчетными крутящими моментами.
Сферические опорные поверхности шайб 8 и головок болтов 6 обеспечивают компенсацию взаимных угловых смещений закладных элементов 3 в процессе их стягивания.
Пример. Муфту устанавливают на трубопровод 11 (рисунок 2.5) диаметром 530 мм. Ширина стеклопластиковой ленты Іш =200мм, толщина 5 = 5 мм, наружный диаметр DIH = 65 мм, Огн = 60 мм, внутренний диаметр закладных элементов 3 DB = 44 мм, длина 290 мм, диаметр поперечных отверстий 7 на концевых участках 5-18 мм, болты 6 с резьбой М16 длиной по 220 мм, головки болтов 6 - квадратные 30x30 мм, опорные поверхности головок болтов 6 и шайб 8 выполнены по сферической поверхности радиусом R=30 мм. Пазы выполнены шириной 31 мм, глубиной 3,5 мм. Масса муфты в сборе 10,3 кг.
Эффект одноразъемной муфты проявляется в быстроте установки, в незначительной массе, упрощении конструкции и повышении ее надежности по сравнению с двух-разъемной муфтой.
Отмеченный эффект может быть конкретизирован для трассовых условий монтажа: - более короткое время установки за счет наличия одного разъема и затяжки двух болтов вместо восьми, не придерживаясь жесткого режима затяжки каждого болта на небольшой угол с переходом на другой болт; - упрощение монтажа за счет использования болтов только с правой резьбой и большей свободы размещения разъема муфты относительно дефекта.
Эти преимущества имеют большое значение, когда речь идет о ремонте критически опасных несквозных дефектов или сквозных дефектов, через которые перекачиваемый продукт под давлением выходит в окружающую среду.
Эффективность защитных конструкций из полимерных композиционных материалов зависит от особенностей конструкции и технологии изготовления и определяется в ходе полигонных испытаний с решением ряда задач. Для адекватной оценки параметров силового взаимодействия муфты с трубой испытания необходимо проводить при нагрузках, приближенных к эксплуатационным, т. е. при воздействии внутреннего давления в трубном образце с установленной муфтой, затянутой определенным усилием. При воздействии этих нагрузок проявляются конструктивные особенности муфты. Так, при затяжке муфты возникают значительные радиальные усилия давления круглых стержней на трубу. Кроме того, полимерные материалы при нагрузках проявляют ползучесть, которая снижает усилие начальной затяжки. Немаловажное значение имеет проверка муфты в реальных условиях подземной прокладки на действующем газопроводе.
Цель полигонных испытаний - оценка эффективности силовой и противокоррозионной защиты дефектных участков в режимах различных нагрузок и условий эксплуатации.
Поставленная цель реализуется при выполнении следующих задач: а) отработка технологии монтажа муфты на дефектах и продольных сварных швах с использованием клеевых составов; б) определение несущей способности системы "труба-муфта" с учетом типа дефек тов; в) определение параметров напряженно-деформированного состояния конструкции с помощью измерительных средств и приборов; г) создание базы экспериментальных данных для отработки и проверки расчётных методик, д) оценка эксплуатационных свойств муфты в реальных грунтовых условиях и выра ботка рекомендаций по её дальнейшему использованию и улучшению.
Полигонные испытания разделяют на два независимых режима, определяемых условиями окружающей среды и нагрузками: режим наземных испытаний и режим испытаний в грунтовом массиве на действующем газопроводе подземной прокладки.
Наземные полигонные испытания проводят на испытательном стенде в виде трубы диаметром 1220 мм толщиной стенки 12 мм (рисунок 2.6). На внешней поверхности трубы наносят искусственные продольные дефекты - надрезы в соответствии с методикой [92] Каждая муфта перекрывает два одинаковых дефекта.
Наземные полигонные испытания состоят из трех этапов: подготовительного, основного и заключительного. На подготовительном этапе производят сборку испытательного стенда, наносят дефекты, устанавливают муфты на клеевой слой и проводят ступенчатую затяжку резьбовых соединений с измерением контролируемых параметров на каждой ступени затяжки. Основной этап предусматривает ступенчатое нагружение внутренним давлением, затем циклическое нагружение изменяющимся давлением в режиме 0-Рраб счислом циклов до 200.
Расчетные оценки влияния дефектов на прочность трубной оболочки
Опасность дефектного состояния стенок труб газопроводов определяется возможностью возникновения аварийной ситуации - разрушения дефектного участка или образования сквозного дефекта стенки. Катастрофические последствия подобных аварий известны.
Анализ аварийных разрушений и утечек показывает, что наиболее частыми видами дефектов, приводящими к этим ситуациям, являются трещиноподобные типа стресс-коррозионных и гладкие коррозионные с критическим утонением стенки трубы. Поэтому ниже приводятся методы оценки именно этих видов дефектов.
Рассмотрим поверхностные дефекты, развивающиеся на наружной и внутренней поверхностях труб.
Определение параметров напряженно-деформированного состояния (НДС) для локальных дефектов представляет собой каждый раз отдельную довольно сложную задачу, поэтому чаще всего используются способы схематизации дефекта произвольной формы и размеров дефектом - аналогом с несколько более высоким коэффициентом концентрации напряжений. При схематизации трещиноподобных дефектов применяются варианты полуэллиптической, эллиптической и сквозной трещин. Для гладких дефектов в общем случае требуется решение пластической задачи с применением численных методов Однако, чаще всего ограничиваются приближенной оценкой пластического состояния по напряжениям из линейного решения с использованием формулы Нейбера на основе теоретических коэффициентов концентрации и обобщенной кривой деформирования.
Влияние повреждений стенок из группы поверхностных дефектов на внешней поверхности начнем с рассмотрения одиночных коррозионных язв.
Как правило, каверну аппроксимируют полусферой, диаметральная плоскость которой совпадает с внешней поверхностью трубы. В этом случае коэффициент концентрации напряжений аупр определяется по формуле [97]. XynP=1+2t , где t" =t/5 - относительная глубина каверны; t - глубина каверны, мм; 8 - толщина стенки трубы, мм.
Нередко наличие каверны приводит к появлению пластических деформаций, в этом случае для коэффициента снижения прочности трубы за счет каверны рекомендуется зависимость [97] укав = — Миг?" ") . где EI=(TB-OO2)/(SB-EOZ) - касательный модуль упругости, МПа; сг3 - предел прочности, МПа; ЕВ- полная деформация, соответствующая пределу прочности; сг0 г - условный предел текучести при остаточной деформации є=0,002, МПа; єог -деформация, соответствующая условному пределу текучести.
Сравнительные расчеты показали, что для трубных сталей при аулр=3 и 2% є 12%, апл=1,29, т.е. если реальная диаграмма растяжения трубной стали отсутствует, то при ориентировочных расчетах можно принять ч/кае«0.77. Если каверна вытянута в продольном направлении, то при определении ауПр в упругой области работы материала используется аппроксимация полуэллипсоидом и для коэффициента концентрации напряжений получается зависимость [98]: =(1-0,785 1-0,785 где М = л/і + 1,6х- коэффициент Фолиаса; x=c2(RBH8)"1; RSH=(DH-25)/2 - внутренний радиус трубы, м; б - толщина стенки трубы, м; DH - наружный диаметр трубопровода, м; с - полудлина каверны, м. Коэффициент снижения прочности трубопровода при наличии группы каверн определяется по формуле:
Укав гр Укав Й, где U)=FHT/F6P - относительная площадь в сечении, соединяющем все наиболее близко расположенные каверны. Для относительной площади в случае сфероидальной аппроксимации каверн получаем: 00 = 1- 2-/-5 где / - расстояние между центрами наиболее близко расположенных каверн, м Тогда коэффициент снижения прочности трубопровода с группой каверн опре делится согласно зависимости: V 1- 1 2 V где 1-1Д - относительное расстояние между центрами двух наиболее близко расположенных каверн.
Определение окружного предельного напряжения для трубопровода, поврежденного коррозией, в виде группы произвольных дефектов предлагается осуществлять на основе зависимости [99]: ар (і-А/АоИ -А/АоХм;1-!)]"1 где СГҐ=СТО2+68.9 - напряжение текучести металла трубы в зоне дефекта, МПа; А -площадь потерь металла в осевом сечении стенки трубы, м2; Ао - первоначальная площадь осевого сечения стенки трубы, м2; Мт - коэффициент Фолиаса.
Исследование двухразъемной муфты РСМ-1220 в режиме наземных испытаний на полигоне и действующем газопроводе
Наземные полигонные испытания выполняли на испытательном стенде в соответствии с методикой (раздел 2.3). Общая организация испытаний соответствует положениям [109].
Наземные полигонные испытания состояли из трех этапов: подготовительного, основного и заключительного. На подготовительном этапе до установки муфт выполнено обследование дефектного состояния трубы, произведена разметка мест установки муфт, нанесены искусственные трещиноподобные дефекты и контрольные точки для проведения измерений (рисунки 4.3, 4.4). Далее установили три муфты А, Б, В (рисунок 4.5) на предварительно подготовленный клеевой слой и провели затяжку резьбовых соединений моментом МЗАТ=450НМ с измерением деформаций и контролируемых линейных параметров.
Основной этап предусматривал вначале ступенчатое нагружение гидравлическим давлением от нулевого значения до максимального допустимого давления. На каждой ступени нагрузки выполняли весь комплекс измерений. Далее осуществляли циклическое нагружение давлением, изменяющимся от нулевого значения до рабочего РрАБ=5,4 МПа. Число циклов равно 200. Цель циклического нагружения - определить изменение моментов затяжки. После каждых 50 циклов выполняли полный комплекс измерений.
По завершении циклического нагружения выполняли ступенчатые подъемы давления 1,1РРаб, 1,25РРаб и 1,5РРаб с проверкой момента затяжки после сброса внутреннего давления.
На заключительном этапе испытаний производили разрушающие подъемы внутреннего давления. При незначительной остаточной деформации стенок трубы ремонтировали разрушенную зону, затем осуществляли нагружение до следующего разрушения. Муфты, сохранившие конструктивную целостность, использовали для испытаний в реальных условиях подземной прокладки.
Приведенная схема испытаний соответствует принципу безвырезной технологии ремонта стресс-коррозионных трещин при воздействии нагрузок, моделирующих с запасом их уровень при эксплуатации.
Испытательная плеть состояла из двух катушек прямошовных труб диаметром 1220x12 мм, длиной 5,69 и 7,68 м с многочисленными дефектами коррозионного и механического типа (рисунки 4.6, 4.7). Определены размеры и координаты дефектов. Катушка № 1 имела восемь очагов с повреждениями коррозионного типа и два задира (см. рисунок 4.6).
Вторая катушка содержала 20 очагов с коррозионными дефектами. Продольные координаты отсчитывали от среднего кольцевого сварного шва (см. рисунок 4.7). Дополнительно для каждого очага указывались: окружная ширина зоны (Ь), максимальная и минимальная глубины дефектов (tmax и tmm) и усредненная средневзвешенная глубина для всей зоны (ty) (таблица 4.3).
Исходя из общей картины дефектного состояния плети были выбраны места для установки муфт (рисунок 4.5). Определена система нумерации болтов и контрольных точек для измерения геометрических параметров системы «труба-муфта» (см. рисунки 4.3,4.4). До нанесения дефектов были выполнены измерения стрелки кривизны поверхности трубы в окружном направлении в указанных точках с базой кривизномера, равной 190 мм (таблица 4.4, р=0, М=0).
Профили искусственных дефектов (надрезов) представлены на рисунке 4.8, внешний вид дефекта Бі - на рисунке 4.9.
На подготовленные места установили муфты А, Б, В в соответствии с разработанной технологией. Использовали полиэфирный компаунд (рисунок 4.10). При незатянутых муф-тах провели измерение стрелки кривизны в контрольных точках и зазоров между кромками осей петлевых захватов (/i, /4,/5, /в) при отсутствии давления. Аналогичные измерения выполнили после затяжки резьбовых соединений моментом 450 Нм. Результаты измерений представлены в таблицах 4.4 и 4.5. Далее, в эти же таблицы заносили данные в зависимости от давления среды и количества циклических нагружений.
Основной этап испытаний связан с нагружением плети внутренним давлением воды в режимах ступенчатого подъема, циклического изменения и разрушающего подъема
Для оценки результатов взаимодействия системы «труба-муфта» использован метод электрической тензометрии. Объектом исследований выбрана муфта А. Тензодатчики типа 2ПКП-20-200 ҐБ были установлены на внешней поверхности муфты А и трубы (рисунок 4.11) На поверхности трубы смонтированы 11 тензодатчиков (0, 1,2,3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,1 ) кольцевой и осевой ориентации, из которых датчик V установлен через сквозное окно в муфте. Для проверки тензодатчиков затяжка была ослаблена от момента 450 Нм до 300 Нм. Затем момент затяжки был восстановлен до 450 Нм Следующие показания были сняты через 16 ч. Сравнение показаний свидетельствует о снижении деформаций {таблица 4.6). Далее выполняли опрессовку давлением 6,6 МПа и ступенчатое нагруже-ние с шагом 1,0 МПа (таблица 4.7,4.8).
Циклическое нагружение (200 циклов) выполняли после ступенчатого подъема давления до 5,5 МПа с регистрацией контролируемых параметров после 50, 100 и 200 циклов. Зарегистрировано незначительное снижение момента затяжки болтов в пределах 10%, Параллельно регистрировали изменение диаметра трубы в горизонтальной плоскости при воздействии нагрузок (таблица 4.9). После циклического нагружения выполнены разрушающие подъемы давления. Первый подъем завершился разрывом стенки трубы по дефекту Аі с образованием сквозной трещины при Рраэр=6,8 МПа. Дефекты Аі и А2 были заварены, муфта А установлена на прежнее место. При втором разрушающем подъеме произошел аналогичный разрыв трубы по дефекту Бі при Рразр=8,9 МПа, муфта Б - осталась целой. После заварки дефектов Бі и Б2, установки муфты Б на прежнее место выполнили третий разрушающий подъем давления.
Труба разрушилась по стресс-коррозионной трещине при РРазр=9.4 МПа вдали от муфт. Длина раскрытия составила 2540 мм, кромки разошлись на 310 мм. Реальный профиль очага разрушения представлен в таблице 4.10.
