Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния средств и методов оценки напряженно- деформированного состояния нефтегазопроводов . 9
1.1. Влияние механических напряжений на снижение пластических свойств металла нефтегазопроводов 9
1.2. Вилы механических напряжений 13
1.3. Определение напряжений в трубопроводе на основе расчетных данных 14
1.3.1. Продольные напряжения 14
1.3.2. Кольцевые напряжения 16
1.4. Физические методы определения напряжений 16
1.5. Выбор неразрушающего метода контроля НДС трубопроводов 27
1.6. Постановка задач исследования 29
2. Разработка критериев коэрцитиметрического метода на основе лабораторных испытаний . 31
2.1. Выбор фрагментов материала для испытаний. 31
2.2. Определение механических свойств материала. 35
2.3. Выбор прибора и методика измерения коэрцитивной силы 37
2.3.1. Технические данные прибора КРМ-Ц-К2М 37
2.3.2. Устройство и принцип действия прибора 39
2.3.3. Порядок работы с прибором. 40
2.3.4. Калибровка прибора КРМ-ЦК-2М. 41
2.4. Опытная адаптация метода контроля и прибора к измерениям на трубопроводах. 42
2.4.1, Влияние покрытия на поверхности металла для ненагруженных образцов. 42
2.4.2, Влияние толщины исследуемых образцов на результаты коэрцитиметрии. 49
2.4.3, Влияние тре шино подоб но го дефекта на результаты измерения Ни в условиях краевого
эффекта. 51
2.4.4, Влияние магнитной предыстории на результаты измерения . 55
2.4.5, Влияние температуры образцов на результаты измерения 57
2.5. Методика проведения лабораторных испытаний образцов для получения зависимости AHc=f(o). 60
2.6. Интерпретация результатов испытаний с разработкой критериев оценки НДС 62
2.7. Разработка аналитической модели 69 Выводы по главе 2 74
3. Полевые испытания и испытания на промышленном стенде
3.1. Оценка НДС надJCMного газопровода Ухта — Войвож 76
3.1.1. Объект и методы обследования 76
3.1.2. Выбор участков обследования 77
3.1.3. Оценка напряженного состояния SO
3.1.4. Результаты полевых испытаний 82
3.2. Методика определения А КС металла трубы при стендовых испытаниях 87
3.3. Результаты стендовых (гидравлических) испытаний 90 В ьі воды по гла вс 3 95
4. Промышленное опробование методики оценки НДС 97
4.1. Методика построения номограммы для определения НДС трубопровода по величине
коэрцитивной силы материала 97
4.1.1. Построение зависимости для пересчета коэрцитивной силы с учетом поправки на толщину покрытия трубопровода (фрагмент № I) 99
4.1.2. Построение зависимости для пересчета коэрцитивной силы в магнитоупругую чувствительность материала (фрагмент №2) 102
4.1.3. Построение зависимости для пересчета магнитоупругой чувствительности с учетом внутреннего давления (фрагмент №3) 104
4.1.4. Построение зависимости для пересчета АКС в продольные изгибные напряжения в трубопроводе (фрагмент №4) 106
4.1.5. Построение номограммы 108
4.1.6. Интерпретация результатов измерений w 108
4.2. Оценка и регулирование напряженного состояния трубопроводов технологической обвязки нагнетателей компрессорных станций 109
4.2.1. Краткая характеристика объекта исследования 110
4.2.2. Определение допустимых напряжений 111
4.2.3. Оценка продольных напряжений по результатам нивелирования 112
4.2.4. Выбор контрольных сечений и точек для оценки НДС трубопроводов. 117
4.2.5. Регулирование напряженного состояния трубопровода 120
Выводы по главе 4 122
5. Расчет эффективности инвестиционного проекта внедрения методики на трубопроводах компрессорных станций 123
Заключение 131
Список литературы
- Определение напряжений в трубопроводе на основе расчетных данных
- Выбор прибора и методика измерения коэрцитивной силы
- Выбор участков обследования
- Построение зависимости для пересчета коэрцитивной силы с учетом поправки на толщину покрытия трубопровода (фрагмент № I)
Введение к работе
Важнейшей задачей нефте- и газотранспортных предприятий является безопасная эксплуатация трубопроводов, которые в большинстве своем построены более 20 лет назад, как правило, имеют запас прочности по толщине стенки труб и рассчитаны на длительную эксплуатацию [37, 38, 47, 103].
Стенки трубопроводов во время эксплуатации испытывают силовые воздействия, вызывающие в трубах напряжения различного рода. Основными внешними воздействиями на трубы являются давление, температура перекачиваемого продукта, изгибающие моменты [3,42, 56, 64].
Локальные напряжения в стенке труб нефтегазопроводов возникают при нарушении его проектного положения, например, в местах переходов трубопроводов через водные преграды, дороги, в местах образования промывов и провисания трубопроводов, вблизи сочленения трубопроводов с агрегатами перекачивающих станций, при разрушении опор трубопроводов надземной прокладки, проседании, выпучивании опор и т.д. [18, 55, 65, 98].
При этом к номинальным расчетным продольным напряжениям, возникающим от внутреннего давления транспортируемого продукта, добавляются напряжения изгиба. В этом случае материал трубопровода начинает интенсивно накапливать поврежден ность за счет деформационного старения, а при достижении металлом предельной деформации или прогиба в трубопроводе может произойти нарушение целостности по причине механического разрушения [63, 90, 101, 105].
Согласно теории повреждений [11, 41], вся совокупность явлений на микроуровне (кристаллов, зерен и т.д.) в процессе нагружения - тензоры деформаций и повреждений, определяющих состояние микрочастицы, являются однозначными функционалами функций напряжений.
В работе [40] А.А. Ильюшиным определен математический образ повреждений как функционал трехмерных тензоров напряжений, введена мера повреждений и построена линейная теория, из которой следует, что текущая поврежден-ность материала, определяющая длительную прочность конструкции, зависит, преимущественно, от времени и режимов нагружения.
Поэтому, надежность нефтегазопроводов, зависит от своевременного выявления месте продольными напряжениями, превышающими предел упругости, потенциально-опасных с точки зрения возможности хрупкого спонтанного разрушения.
Знание параметров напряженно-деформированного состояния (НДС) позволяет обоснованно назначать мероприятия по их снижению, например, снятие напряжений путем вырезки части напряженного участка трубопровода, а также безвырезные методы: снятие напряжений путем регулирования уровня опор, спрямления изогнутых участков трубопровода и т.д. Однако и в этих случаях после проведения подобных мероприятий требуется повторный контроль НДС, на основании которого делается вывод об эффективности реализованных технических решений [45].
На практике задачу оценки НДС обычно решают методом расчета напряжений по величине изгиба [1, 97, 109], однако метод недостаточно информативен, так как не известно первоначальное положение трубопровода. Расчетный метод не учитывает наличие труб упругопластического гнутья, из которых может быть выполнен нефтегазопровод, а также, сварных швов, выполненных неперпендикулярно оси трубопровода (косых). При этом, в случае когда изгиб не связан с наличием напряжений, выполнение мероприятий по его спрямлению напротив может вызвать повышенные изгибные напряжения.
Наиболее целесообразно использовать физические методы определения напряжений [59], которые регистрируют текущее изменение физической характеристики металла трубы в точке контроля относительно «эталонного» значения, но они в полной мере не адаптированы для оценки напряженного состояния трубопроводов. При реализации физических методов, как правило, требуются особая чистота поверхности металла, отсутствие в металле неоднородностей, дефектов, а также прецизионные приборы, например в акустической тензометрии - это приборы с точностью определения скорости упругих колебаний до 0,01% и т.д. Все это накладывает ограничения по применению физических методов на действующих нефтегазопроводах в трассовых условиях, а также в условиях промышленных площадок насосных и компрессорных станций.
Таким образом, вышесказанное предопределяет необходимость разработки методики неразрушающе го физического метода контроля, позволяющего выяв-
лять места с повышенными напряжениями стенок труб на стадиях строительства, эксплуатации и реконструкции нефтегазопроводов.
Работа базируется на результатах научных работ многих ученых и исследователей, среди которых; В.К. Бабич, М.С. Бахарев, В.И. Беляев, М.П. Берштеин, Г.В. Бида, В.В. Болотов, П.П. Бородавкин, Ф. Вицена, А.И. Гардин, Э.С. Горкунов, А.П. Гуляев, Н.Н. Давиденков, Ю.И. Драгошанский, О.М. Иванцов, А.А. Ильюшин, Б.С. Касаткин, В.В. Клюев, В.Г. Кулеев, А.Н. Кузнецов, Н.С. Кузнецов, Махутов Н.А., Михеев, В.Ф. Мужицкий, В.Ф. Новиков, А.П. Ничипурук, Б.Е. Попов, Ю.Н. Работное, В.П. Табачник, AT. Туманов, В.В. Харионовский, И.В. Химченко, М.Н. Щербинин и др.
Цель работы. Разработка методики оценки напряженного состояния нефтегазопроводов по коэрцитивной силе металла.
Задачи исследования:
Установить влияние на измеряемую коэрцитивную силу конструктивных особенностей нефтегазопроводов: толщины стенки трубы, зазора между датчиком прибора и поверхностью металла из-за наличия немагнитного покрытия, температуры, трещиноподобных дефектов стенки трубы.
Установить влияние структуры наиболее массового материала нефтегазопроводов на анизотропию коэрцитивной силы (АКС) в условиях деформации растяжением.
Определить критерии оценки НДС по коэрцитивной силе материала нефтегазопроводов в условиях двухосного состояния.
Разработать номограмму для оценки НДС нефтегазопроводов на основе результатов измерений методами неразрушающего контроля.
Оценить экономическую эффективность разработанных технических решений.
Научная новизна:
Экспериментально установлено, что в упругой области нагружения образцов стали 17Г1С зависимость АКС (ДНС) от напряжений а описывается значимыми линейными регрессионными моделями общего вида: ДНс=к-ст + ДНС.
Установлено, что скорость изменения АКС с увеличением напряжений определяет феноменологический параметр к, зависящий от структуры металла и
связанный с величиной коэрцитивной силы Нс для стали 17Г1С зависимостью к=-4-КГ*Нс8 +7,7Ю~3НС- 0.0167.
Разработана аналитическая модель зависимости АКС от деформаций, позволяющая определять продольные напряжения по результатам измерения АКС при двухосном напряженном состоянии трубопровода. Модель подтверждена результатами испытаний на промышленном стенде.
Сравнение результатов, полученных на системе действующих трубопроводов и в лабораторных условиях, позволило сделать вывод о возможности проведения испытаний на других марках стали без учета начальной анизотропии ЛНС=1,0...3,2 А/см, возникающей за счет влияния их размеров и зажимов разрывной машины при испытаниях.
Основные защищаемые положения:
результаты лабораторных, стендовых и полевых испытаний материала труб в условиях действия напряжений.
новые критерии оценки напряженного состояния нефтегазопроводов по коэрцитивной силе.
аналитическая модель зависимости АКС от деформаций.
последовательность выбора контрольных точек для оценки НДС, обеспечивающая требуемую точность при оптимально необходимом числе измерений и минимуме затрат на подготовку объекта.
номограмма, позволяющая учитывать структуру металла, толщину покрытия, внутреннее давление при оценке напряженного состояния трубопроводов методом коэрцитиметрии.
Реализация результатов. Разработан и утвержден на уровне общества «Севергазпром» нормативный документ MP 1209-05 «Методика оценки механических напряжений в технологических трубопроводах компрессорных станций по коэрцитивной силе материала», получивший высокую оценку ведущего предприятия России по производству и внедрению средств НК - МНПО «СПЕКТР». Использование данной методики на четырех компрессорных станциях ООО «Севергазпром» в 2004-2005гг. позволило получить экономический эффект 9,69 млн. руб. По материалам исследований подготовлены пять заявок на изобретения, по одной из них получен патент РФ.
Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на XV Коми республиканской молодежной научной конференции (Сыктывкар, Коми НЦ УрО РАН, 2004г.), IV и V международных молодежных конференциях «Севергеоэкотех» (Ухта, УГТУ, 2004г., 2005г.), Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии и перспективы» (Ухта, УГТУ, 2003г.), Научно-технической конференции преподавателей и сотрудников (Ухта, УГТУ, 2004г.), 2-ой Межрегиональной научно-практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (Ухта, УГТУ, 2004г.), Конференции молодых ученых и специалистов филиала ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз» «Актуальные проблемы нефтегазодобывающей отрасли на территории Тимано-Печорской провинции» (Ухта, Севернипигаз, 2005 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликована 21 работа.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения. Содержит 143 страницы текста, 47 рисунков, 22 таблицы, список литературы из 119 наименований и приложения.
Определение напряжений в трубопроводе на основе расчетных данных
Кольцевые напряжения зависят только от одного силового фактора - внутреннего давления газа, нефти или другой перекачиваемой среды и являются постоянными по длине рассматриваемого участка и определяются для нормативного (рабочего) давления по формуле: (1.6)
Таким образом, изменение напряженного состояния трубопроводов может происходить, главным образом, только в продольном направлении за счет изменения изгибной составляющей осевых напряжений.
Существуют физические методы контроля НДС, которые можно разделить на две группы, в зависимости от условий проведения испытаний (рис. 1.5) [28, 86, 93,100,110]:
1. Разрушающие методы, требующие нарушения материала или монтажа (приклеивания и т.п.) датчика прибора на поверхность трубопровода. Это механи ческие методы (метод контрольных надрезов, метод высверливания центрального углубления), тензометрический метод, метод фотоупругих покрытий [66].
При определении НДС трубопроводов разрушающие методы контроля не могут применяться, т.к. для их осуществления требуется полная остановка технологического процесса перекачки транспортируемой среды. Кроме того, их применение связано с частичным или полным нарушением металла труб. Поэтому реализация методов данной группы значительно снижает технико-экономические показатели функционирования оборудования.
2. Неразрушающие методы, не требующие нарушения материала трубо провода [79, 80]. В соответствии с [26] неразрушающие методы контроля делятся на 10 видов: магнитный, электрический, вихревых токов, капиллярный, тепловой, течеискания, радиационный, радиоволновой, оптический, акустический.
Методы НК определения НДС являются методами наведения, они предполагают возбуждение в объекте того или иного физического поля, регистрируя изменения параметров поля, по которым количественно оценивают НДС объекта.
Электрический метод основан на измерении электрического сопротивления материала, изменяющегося при НДС. Недостатками, не позволяющими эффективно применять его для оценки НДС трубопроводов, являются низкая чувствительность метода и влияние поверхностного контакта сопротивления на результаты измерения [48, 91].
Принцип теплового метода сводится к тому, что к испытываемому объекту подводится тепло, а затем измеряется распределение температурных полей с помощью тепловизионной аппаратуры. Этот метод в общем случае очень прост в применении и дает возможность контроля протяженных поверхностей. Однако низкая чувствительность трубных сталей в упругой зоне к этому методу испытаний, изменение характеристик металла в процессе испытаний, не позволяют эффективно применять этот метод для исследования трубопроводов [36, 43].
Сущность капиллярного метода сводится к распознаванию образовавшегося индикаторного рисунка с высоким оптическим контрастом на исследуемой поверхности. Наряду с простотой метода и наглядностью результата, для определения напряжений этот метод не применяется из-за сложности интерпретации рисунка контроля, низкой производительности и невысокой достоверности контроля [79, 36].
Частичное применение на трубопроводах получил метод течеискания. По этому методу определение напряжений непосредственно не производят, т.к. он основывается на выходе газа из полости дефектов, и соответственно применим в области пластической деформации металла, т.е. в зоне предразрушения.
Радиоволновой метод основывается на зависимости резонансной частоты электромагнитных устройств от величины и направления действия напряжений в материале. К достоинствам метода следует отнести возможность контроля больших поверхностей и труднодоступных мест трубопроводов. Однако метод не получил распространения из-за ограничения интенсивности излучения, невозможности ее регулировки, изменения интенсивности во времени и низкой чувствительности [48, 53].
Устранить некоторые недостатки вышеописанных методов для контроля НДС МГ, можно используя радиационный метод. Этот метод использует различные виды ионизирующих излучений. Для НК металла труб обычно применяют два вида излучения: рентгеновское и гамма-излучение. К недостаткам методов следует отнести малую глубину измерения (до 0,02 мм), сильную зависимость результатов измерения от температуры металла, необходимость защиты от ионизирующих излучений, низкую скорость измерения и громоздкость аппаратуры.
Среди оптических методов контроля, получивших развитие в последнее время выделяют оптико-электронный метод. Данный метод основан на использовании новых физических принципов получения информации с применением голографии, нелинейных оптических эффектов, когерентно-оптических преобразователей. Благодаря своим положительным характеристикам, к которым относят высокую точность и высокую разрешающую способность, метод находит применение в определении механических свойств металла в зонах предразрушения. Из-за низкой чувствительности к степени упругой деформации (на корреляцию волн влияют только члены второго порядка), а также отсутствия точной математической модели, в упругой зоне метод применяется редко [79].
Метод вихревых токов (электроиндукционный метод) основан на влиянии поля вихревых токов наводимых в металле объекта на электромагнитное поле, создаваемое катушкой (соленоидом) прибора [68].
Значительное влияние зазора между катушкой и измеряемым объектом, нелинейного характера функции индуктивного сопротивления от активного (отнесенного к индуктивной составляющей сопротивления при холостом ходе), а также зависимость измеряемых параметров от неоднородности исследуемых материалов и чувствительности от размеров датчика, ограничивают пригодность этого метода для измерения упругих характеристик металлов.
Акустическая тензометрия основана на регистрации изменения скорости распространения упругих волн под влиянием напряжения. Известно, что изменение скорости распространения упругих волн пропорционально напряжению или деформации в объекте контроля. Основным недостатком метода является необходимость точного измерения скорости волн, т.к. величина ее изменения в большинстве случаев имеет порядок 10"4 или 0,01% [104]. Указанную точность обеспечить непросто, учитывая, что в число влияющих факторов входят: температура контроля, надежность акустического контакта, локальные изменения толщины стенки, дефекты структуры металла и др
Выбор прибора и методика измерения коэрцитивной силы
Конструктивно прибор КРМ-ЦК-2М состоит из измерительного блока, преобразователя с соединительным кабелем и блока питания. Все элементы управления и настройки прибора находятся на передней панели измерительного блока. Это необходимо для удобства оператора, т. к. рабочее положение прибора - в сумке на груди или поясе оператора с обращенной вверх передней панелью.
На передней панели расположены: - кнопка "Измерение" с сигнальной лампой над ней; - кнопки и регуляторы пределов измерения "мин." и "макс"; - регуляторы настройки прибора по стандартным образцам "1" и "2"; - табло, высвечивающее величину коэрцитивной силы Нс в А/см, а также сигнализация разряда батареек; - тумблер включения питания прибора от сетевого блока питания или от аккумуляторного блока литания; - гнездо для подключения кабеля с преобразователем. На задней панели находится гнездо для подключения блока питания.
Принцип действия прибора основан на вычислении коэрцитивной силы по измеряемому току компенсации остаточной магнитной индукции в замкнутой магнитной цепи. Цепь образуется магнитной системой преобразователя, полюса которой замкнуты контролируемым образцом.
Цикл измерения прибора включает в себя следующие этапы: - магнитную подготовку (продолжительность 2 сек.); - компенсацию остаточной намагниченности (2 сек.); - вычисление коэрцитивной силы (1-2 сек.); - индикацию результатов измерений.
Измерение начинается нажатием кнопки "Измерение" на панели прибора или у основания ручки преобразователя. Все последующие этапы цикла автоматизированы. В процессе магнитной подготовки область исследуемого изделия между полюсными наконечниками магнитной системы преобразователя периодически намагничивается до насыщения импульсами тока с амплитудой не менее 2,0 А. Затем осуществляется автоматическая компенсация поля остаточной намагниченности. По величине тока, необходимого для создания компенсирующего магнитного поля, вычисляется значение коэрцитивной силы. После чего происходит включение цифровой индикации. подключить преобразователь к блоку измерения (гнездо на передней панели); - подключить блок питания к блоку измерения (гнездо на задней панели), включить тумблер "Вкл." и дать прибору прогреться в течение 15 мин.; - установить преобразователь на контролируемый участок изделия и нажать кнопку "Измерение" на передней панели блока измерения или у основания ручки преобразователя. При этом загорается световой индикатор над кнопкой "Измерение". Он гаснет по окончании измерительного цикла, затем включается цифровое табло и световая индикация в его левом верхнем углу, если значение коэрцитивной силы больше максимальной границы допустимого, или в левом нижнем углу, если ниже минимально допустимой. Верхняя и нижняя границы допустимых значений коэрцитивной силы устанавливаются при использовании прибора для массовой разбраковки следующим образом:
а) удерживая кнопку "Макс." в нажатом положении, установить по цифрово му табло верхнее граничное значение с помощью регулятора "Макс." (вращая шлиц резистора рядом с этой кнопкой);
б) удерживая кнопку "Мин." в нажатом положении, установить по цифровому табло нижнее граничное значение с помощью регулятора "Мин." (вращая шлиц резистора рядом с этой кнопкой).
Перед началом контроля изделий необходимо отрегулировать прибор. Если показания прибора па контрольных образцах отличаются более чем на 3% от их паспортных данных, необходима подстройка прибора. Она проводится двумя потенциометрами, отверткой через отверстия на передней панели прибора, обозначенные"!" и "2".
Порядок калибровки:
- установить образец КР-1 на преобразователь. Последовательно производя измерения и регулируя отверткой потенциометр "1", добиться соответствия показаний прибора паспортному значению коэрцитивной силы образца КР-1( в диапазоне 2- 5 А/см);
- установить образец КР-2 на преобразователь. Последовательно производя измерения и регулируя отверткой потенциометр "2", добиться соответствия показаний прибора паспортному значению коэрцитивной силы образца КР-2 (в диапазоне 10-20 А/см);
- повторять аналогичные действия с образцами КР-1 и КР-2, пока результаты измерений перестанут, отличаться от паспортных данных образцов (как правило, достаточно 3-х - 6-ти таких циклов подстройки).
Проведение магнитного контроля.
Установить наконечники преобразователя прибора КРМ-ЦК-2М на контролируемую поверхность. Включить кнопку "Измерение" и через 8 сек на световом табло появляются значения коэрцитивной силы Не в А/см.
Очевидно, что вырезанные образцы для проведения лабораторных испытания и действующий трубопровод имеют существенные отличия (геометрические размеры, кривизна, наличие покрытия, повышенные температуры и т.д.), которые изменяют магнитные характеристики. Поэтому для применения градуировочных лабораторных зависимостей непосредственно в полевых условиях, необходимо оценить влияние указанных факторов и элиминировать их при измерении НДС на действующем объекте контроля.
Выбор участков обследования
Для опробования методик был выполнен комплекс полевого обследования, включающий: визуальный контроль с целью выделения изгибных участков; геодезическую съемку участков и расчет НДС; метод измерения коэрцитивной силы.
На каждом из газопроводов были выбраны по два характерных участка, качественно отличающихся друг от друга. Первые из выбранных участков газопровода соответствовали его проектному положению, и, вследствие невысокого внутреннего давления на момент измерения, не имел существенных напряжений и служил в качестве своеобразного «эталона». Вторые участки имели разрушенные опоры и визуально различимый прогиб, то есть характеризовались повышенными изгибными и, следовательно, продольными напряжениями.
В результате экспертного обследования выделены четыре наиболее характерные участка газопровода {рис. 3.1).
Участок № 1 ПК 13+00. Трубопровод выполнен из трубы 0426 мм, имеет визуально-различимый изгиб в вертикальной плоскости и одну разрушенную опору в средней части участка. Протяженность участка 69 м. Первоначальное (после строительства) количество пролетов - 4.
Участок № 2 ПК 123+00. Трубопровод выполнен из трубы 0426 мм. Все опоры на протяжении примерно 100 м в обе стороны от границ участка находятся в исправном состоянии. При визуальном контроле изгиб не просматривается.
Для обследования выбран один пролет протяженностью 20 м.
Участок № 3 ПК 481+72. Трубопровод выполнен из трубы 0324 мм, имеет визуально-различимый изгиб в вертикальной плоскости и одну разрушенную опору в средней части участка. Начало участка располагается вблизи вершины горизонтальной «змейки». Протяженность участка 70 м. Первоначальное (после строительства) количество пролетов — 4.
Участок № 4 ПК 483+20. Трубопровод выполнен из трубы 0324 мм, имеет визуально-различимый изгиб в вертикальной плоскости. Все опоры находятся в исправном состоянии. Протяженность участка 105 м, количество пролетов - 5.
Интенсивность эквивалентных напряжений определяли традиционным для механики твердого тела методом по формуле [99]: где сткц - кольцевые напряжения от внутреннего давления, определяемые по приближенной формуле для тонкостенных оболочек {см. ф-лу 1.4): Р - внутреннее давление; DBH - внутренний диаметр трубопровода; 5 - толщина стенки трубы; фР- продольные напряжения. Система прокладки исследованных газопроводов обеспечивает компенсацию температурных деформаций, поэтому продольные напряжения вычислялись по формуле: опр=0.5сткц±стИ (3 2 где аи - изгибные напряжения.
Для определения изгибных напряжений участки, находящиеся в проектном положении, рассчитывались как многопролетные неразрезные балки, подверженные поперечной нагрузке и внутреннему давлению.
Изгибные напряжения в изогнутых участках трубопровода определялись по профилю его упругой линии, зарегистрированной в результате геометрического нивелирования верхней образующей трубы в контрольных точках.
Для геодезической съемки участков использовались геодезические приборы первого класса точности: теодолит ТНЕО-ОЮВ и рейка РН 05, обеспечивающие точность измерений не хуже ±0,1 мм.
Использование такого метода расчета было вызвано отсутствием информации о первоначальном положении трубопровода и существенным отличием фактических и расчетных прогибов, если последние вычислялись для прямолинейной многопролетной балки. Наряду с этим упругая линия является результатом воздействия всех нагрузок, действовавших как в период строительства, так и во время эксплуатации, и позволяет определять изгибные напряжения с точностью, достаточной для практического применения.
Для расчета НДС вычислялся прогиб трубы относительно линии, соединяющей крайние точки контролируемого участка (рис. 3.2) по следующей формуле: h, =Y"YLXLi-Yn + Yi ,nPHY, Yt, hi= kfYix(L-Li)-YL+Yi .nPHY, YL (3-3) где Y0; YL; Y, - высотная отметка начальной, конечной и і-той точки контролируемого участка; L - длина участка; Li - расстояние до і-той точки от начальной.
Положительные значения hj располагаются выше линии, соединяющей крайние точки участка, отрицательные значения hj - ниже вышеуказанной линии.
Для исключения ошибок геодезических измерений, которые могут дать ложные максимумы напряжений, в расчетах изгибных напряжений использовались сглаженные кривые результатов нивелировки [39].
Для сглаживания применялась полиномиальная зависимость: У.=А0+А,ХЦ. (3-4) і где Ао...Ак - коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов из условия, что форма упругой линии, описывается полиномом (3.4) в каждой контрольной точке, максимально близка к измеренному значению Yj.
Изгибные напряжения сти определяют по профилю упругой линии элемента газопровода, считая, что концы элемента защемлены. Величину изгибных напряжений определяют по результатам геометрического нивелирования верхней образующей с помощью формулы:
Построение зависимости для пересчета коэрцитивной силы с учетом поправки на толщину покрытия трубопровода (фрагмент № I)
Данный фрагмент номограммы предназначен для внесения поправки в коэрцитивную силу материала, измеренную через полимерное покрытие определенной (измеренной дополнительно) толщины. При использовании данного фрагмента номограммы выполняют переход (перерасчет) величины коэрцитивной силы, измеренной через покрытие переменной толщины h - Hc(h), в коэрцитивную силу материала, измеренную без покрытия (h=0) - Hc(h\
Порядок построения фрагмента номограммы №1 следующий:
1. Строят координатную плоскость в декартовой системе координат, принимая за ось абсцисс — прогнозируемую коэрцитивную силу материала без покрытия - НС(,Ч за ось ординат - коэрцитивную силу, измеренную через покрытие - Hc(tl).
2. Вводят цифровые значения шкалы осей: минимальное - равно нулю, максимальное в 1,5 раза больше максимального (max) значения Нс испытываемых образцов.
3. Проводят отрезок, соединяющий точки с координатами (0; 0) и (max; max). Отрезок соответствует коэрцитивной силе Нс 0 , измеренной на образце без покрытия (п=0).
4. Наносят на плоскость точки с координатами (1; 1), (Нс{0,5 ; Нс(0)), НС ; Нс ), Не; Не »), (Нс 20 ; Нс ) (Нс н ; Нс ), где Hct0), Нс(05), Но(10), Нс(1 5), Нс(20), НС(Н) - значения коэрцитивной силы материала образца, на котором проводились испытания при различной толщине покрытия (см. разд. 7.2), соответственно, без покрытия (h=0), при толщине покрытия, равной 0,5; 1,0; 1,5; 2,0 мм (шаг 0,5 мм) и при толщине покрытия, соответствующей границе интервала (h=H) нарастания поправки 5НС (см. рис. 2.3, б).
Величину коэрцитивной силы для толщины покрытия п=0...Н, можно также определить по формуле, для этого необходимо выразить из формулы 2.2 значение Hc(h) подставив вместо 5НС толщину h согласно полученной зависимости 2.3: Hc(h)=- T (4.1)
1 + A-h где А - коэффициент в функции 2.3 (в указанном примере А=0,153).
5. Через точки (Нс -5 ; Нс(0)), (Нс 10 ; Нс 0)), (Нс 1-5 ; Нс ), (Нс 20 ; Нс ) ... (НС(Н); Нс 0 ) проводят лучи. Начало лучей - точка с координатой (1; 1). Шифром лу чей является толщина покрытия 0,5; 1,0; 1,5; 2,0 мм и т.д. Пример построения фрагмента №1 монограммы
Согласно разделу 2.4.1 интервал линейного возрастания поправки 8НС для исследуемых образцов стали марки 17Г1С составляет 0...3,0 мм (т.е. Н=3,0 мм). Максимальное значение коэрцитивной силы образца №4 составляет 7.8 А/см, соответственно max=7,8-1,5=s12 А/см.
Данный фрагмент номограммы предназначен для пересчета значений коэрцитивной силы Hc(h)l! и Hc(h)J\ измеренных вдоль и поперек оси трубопровода (индексы " и 1) без покрытия (символ- h0), в АКС материала АНС.
Порядок построения фрагмента номограммы №2 следующий;
1. Строят координатную плоскость, принимая за ось абсцисс прогнози руемую коэрцитивную силу материала без покрытия HC(ho (см. разд. 4.1.2) за ось ординат - магнитоупругую чувствительность материала трубы ДНс (анизотропию коэрцитивной силы). Масштаб шкалы абсцисс соответствует оси фрагмента №1, на шкале оси ординат устанавливают обратный порядок значений.
2. Вводят цифровые значения шкалы осей: минимальное значение шкалы ординат - ДНс=0. Максимальное значение шкалы ординат - ДНс=0,5тах (соответствует значению (max) в фрагменте №1).
3. Проводят отрезок, соединяющий точки (0; 0) и (max; max).
4. Строят и соединяют отрезками точки с координатами {5осн; 0) и (0,5тах; 0,5тах - 50СН); (25осн; 0) и (О.бтах; 0,5тах - 25ОСн); (35ос«; 0) и (0,5тах; 0,5тах - Збосн)... (М50СН; 0) и (0,5тах; О.бтах - MS0CH), где боен — основная погрешность прибора при измерении коэрцитивной силы металла с величиной Нс= б0Сн, 2босн, 35ОСи,... Мбосн, выраженная в А/см; М= = (4.3) 5 оси где М - множитель (натуральное число).
Таким образом, 50СН на фрагменте номограммы равна шагу смещения орез-ков, поэтому максимальная погрешность определения анизотропии коэрцитивной силы по номограмме получиться не более боен коэрцитиметра.
5. Допускается применять постоянную величину 60Ch, для всего диапазона коэрцитивной силы от 0 до max, рассчитанную по формуле: 5осн 0,03-max (4.4) Пример
Проводят линию соединяя точки с координатами (0; 0) и (12; 12) Рассчитывают боен при условии тах=12,0 А/см: 0,03-12,0=0,36 А/см
Согласно выражению 4.4, принимают босн=0,33 А/см (1 А/см=350сН), соответственно М=18. Следовательно, вторые соединяемые точки имеют координаты (0,33; 0) и (6,0+0,33=6,33; 6,0), третьи точки (0,67; 0) и (6,67; 6) и т.д. Отмечают полученные точки на плоскости и соединяют отрезками (рис. 4.3)
Данный фрагмент номограммы предназначен для внесения поправки в анизотропию коэрцитивной силы материала, измеренной при определенном (установленном дополнительно) давлении в трубопроводе. При использовании данного фрагмента номограммы выполняют переход (перерасчет) величины анизотропии коэрцитивной силы материала АНС(РЇ, измеренной при определенном давлении Р, в анизотропию коэрцитивной силы материала, измеренную без давления в трубопроводе (Р=0) - АНс(Ро). Тем самым, исключают влияние на величину ЛНС внутреннего давления в трубопроводе, получая в результате величину ДНд, пропорциональную только искомым продольным изгибным напряжениям.
Порядок построения фрагмента номограммы №3 следующий: 1. Строят координатную плоскость, принимая за ось абсцисс - величину АКС материала ЛНс , прогнозируемую при отсутствии давления в трубопроводе (Р=0), за ось ординат - величину вычисленной АКС, по масштабу соответствующую фрагменту номограммы №2. 2. Шкалы абсцисс и ординат идентичны, минимальное значение шкалы ординат - ДНс=0, максимальное значение шкалы ординат - ДНс=0,5тах. 3. Проводят отрезок соединяющий точки (0; 0) и (0,5тах; 0,5тах). 4. Строят и соединяют отрезками точки с координатами (М[фДНс(10)]; 0) и (0,5тах; 0,5тах - фДНс(р0)); (фАНс 20); 0) и (0,5тах; 0,5тах - фДНс(20)); (ФДНС(30); 0) и (0,5тах; О.бплах - рДНс(3 0 ); ...; (фДНс{Р); 0) и (0,5тах; 0,5тах - фДНс(Р)), где Р - давление в трубопроводе, МПа.
Похожие диссертации на Разработка методики оценки напряженного состояния нефтегазопроводов по коэрцитивной силе металла
