Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ существующих методов оценки и обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов .:..-. 12
1.1. Анализ факторов, влияющих на работоспособность газопроводных систем 12
1.1.1. Несущие опоры и их роль в обеспечении эксплуатационной работоспособности объекта 12
1.1.2. Дефекты стенок трубных элементов и их влияние на несущую способность конструкции 15
1.1.3. Механические повреждения цилиндрической поверхности труб 18
1.1.4. Дефекты сварных швов и их влияние на работоспособность сварных соединений 20
1.2. Методы контроля, используемые для оценки технического состояния газопроводных технологических сооружений 24
1.3. Нормативные требования к качеству надземных газопроводных систем 28
1.3.1. Требования, предъявляемые к оценке пространственного положения газопроводных конструкций 29
1.3.2. Основные требования, предъявляемые к трубным элементам 29
1.3.3. Основные требования, предъявляемые коварным соединениям 34
1.4. Опыт обеспечения безопасной эксплуатации надземных газопроводных обвязок 36
1.5. Системность оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов 42
1.6. Цель и задачи исследования 44
2. Комплекс методик для проведения исследований 45
2.1. Визуально-измерительный контроль 45
2.2. Измерение толщины стенки труб 48
2.3. Измерение твердости 49
2.4. Рентгенографирование и ультразвуковое сканирование 50
2.5. Акустико-эмиссионный контроль 51
2.6. Магнитовихретоковый контроль 52
2.7. Измерение коэрцитивной силы 52
2.8. Испытания образцов металла на растяжение 54
2.9. Металлографические исследования 55
2.10 Гидравлические полигонные испытания кольцевых сварных швов на
разрыв 56
3. Комплексное обоснование эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов 60
3.1. Оценочные критерии 60
3.2. Работоспособность надземных газопроводных конструкций при непроектной конфигурации их оси 62
3.2.1. Методологический подход 62
3.2.2. Анализ геодезической привязки текущих высотных отметок 63
3.2.3. Расчетное обоснование напряженно-деформированного состояния... 70
3.2.4. Расчет допустимых напряжений 83
3.2.5. Результаты инструментальной оценки уровня напряжений в трубопроводной обвязке 84
3.3. Анализ фактического запаса работоспособности элементов газопроводной обвязки 89
3.3.1. Основные методические положения 89
3.3.2. Результаты толщинометрии элементов газопроводной обвязки и их анализ 91
3.4. Учет влияния дефектов механического происхождения на прочность
трубных элементов 96
3.4.1. Результаты освидетельствования дефектов механического происхождения и их анализ 96
3.4.2. Расчетные зависимости для оценки прочности трубного элемента с задирами, зарубками, забоинами 99
3.4.3. Результат расчета ресурса эксплуатационной работоспособности трубных элементов с дефектами 100
3.5. Учет влияния дефектов формы на эксплуатационную надёжность трубных элементов 102
3.5.1. Общие понятия 102
3.5.2. Анализ обоснованности нормативного ранжирования вмятин по степени их опасности на основе расчетного моделирования 105
3.5.3. Оценка опасности дефектов формы по концентрации напряжений 112
3.5.4. Сравнительная оценка степени опасности дефектов формы труб по действующей и предложенной методикам 113
3.6. Обоснование влияния смещения кромок сварных швов 116
3.6.1. Методический подход 116
3.6.2. Результаты экспериментальной оценки прочности сварных швов со смещением кромок 119
3.6.3. Аналитическое обоснование условия эксплуатационной работоспособности сварных швов со смещенными кромками 135
3.6.4. Экспресс-метод определения степени опасности смещения кромок сварного шва 139
4. Методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов 141
4.1. Стабилизация напряженного состояния технологических газопроводов при их эксплуатации 141
4.1.1. Общие положения 141
4.1.2. Описание опоры 141
4.1.3. Расчетное обоснование опоры 142
4.1.4. Детализация предлагаемой опоры 145
4.1.5. Технология монтажа опоры 146
4.2. Усиление участков технологических газопроводов пониженной прочности 147
4.2.1. Общие положения 147
4.2.2. Оценка эффективности усиливающего бандажа 148
4.2.3. Пример оценки эффективности усиления газопровода бандажом с композитным заполнением межтрубного пространства 153
4.3. Оптимальный метод выбраковки сварных швов 154
4.3.1. Общие положения 154
4.3.2. Методика расчетного обоснования величины допустимого смещения кромок для промышленного использования 156
4.3.3. Примеры оценки степени опасности сварных соединений
со смещением кромок 162
5. Практическая и экономическая ценность работы 166
5.1. Практическая значимость полученных результатов исследований 166
5.2. Экономическая целесообразность выполненных разработок 167
Заключение 171
Библиографический список
- Дефекты стенок трубных элементов и их влияние на несущую способность конструкции
- Основные требования, предъявляемые коварным соединениям
- Рентгенографирование и ультразвуковое сканирование
- Анализ геодезической привязки текущих высотных отметок
Введение к работе
Общая характеристика работы Актуальность работы. Главным содержанием научно-технической политики ОАО «Газпром» является ориентация на интенсивные технологии и оборудование, обеспечивающие высокую работоспособность, экономическую эффективность, ресурсосбережение, надежность, промышленную и экологическую безопасность объектов газопроводного транспорта. Это в полной мере относится к технологическим газопроводным системам, выполняющим роль операционных управляющих каналов, предназначенных для реализации основной технологической задачи - магистрального транспорта газа. Состояние эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов определяется динамикой режимов перекачки газа, знакоперемен-ностью массовых сил в трубных конструкциях надземно-подземного заложения и консолидационными подвижками грунтов природного, техногенного или климатического (например, пучение) характера. Все это учитывается проектно-конструкторской документацией в соответствии с нормативно-техническими требованиями по прочностной надежности газопроводной сооружений. Помимо нормативного коэффициента запаса прочности, эти требования регламентируют отбраковочные критерии, значения которых предполагают принятие однозначных мер по устранению обнаруженных дефектов или нормативных несоответствий. Однако анализ существующих методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов показал, что выявляемые в процессе эксплуатации дефекты или нормативные несоответствия часто неадекватны фактической несущей способности трубных конструкций. Это связано с реально возникающей при строительстве пересортицей трубных элементов, с завышением их параметров прочности, толщин стенок и т.п. Тогда формальная отбраковка таких несоответствий приводит к необоснованно завышенному объему ремонтно-восстановительных работ и, следовательно, к повышению себестоимости единицы транспортируемого газа. Такое положение дел предопределяет необходимость и целесообразность уточнения и развития методов оценки эксплуатационной работоспособности, положенных в основу диагностического обследования технического состояния технологических газопроводов, обеспечивающих принятие оптимальных решений об отбраковке дефектных участков, их ремонтном восстановлении или продлении срока эксплуатации. Таким образом, развитие и совершенствования методов оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов являются задачами актуальными.
Связь темы диссертации с плановыми исследованиями. Комплекс исследований, представленный в диссертации, соответствует п.6.4. «Научно-техни-ческое и методическое обеспечение эксплуатации и технического обслуживания магистральных газопроводов и компрессорных станций» Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2002-2006 гг. и п. 4.2. «Развитие технологий и совершенствование оборудования для обеспечения надежного функционирования ЕСГ, включая методы и средства диагностики и ремонта» Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 гг., утвержденных соответственно 15.04.2002 г. и 11.10.1005 г. Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б.Миллером.
Работа выполнялась в рамках договорных тем Ухтинского государственного технического университета и филиала ООО «ВНИИГАЗа» - «Севернипигаз».
Цель работы. Целью диссертационной работы является развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях Северо-Востока европейской части России.
Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели в работе решены следующие задачи:
- проанализированы существующие методы оценки и обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов;
- сформирован комплекс методик для проведения исследований;
- выполнено комплексное обоснование методов оценки эксплуатационной работоспособности труб газопроводного назначения;
- разработаны методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов;
- оценена практическая и экономическая значимость выполненной работы.
Научная новизна.
3. Получены аналитические выражения для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов по фактической толщине стенок труб с механическими повреждениями или дефектами формы сечения.
4. Разработан критерий оценки допустимого значения смещения кромок в стыках сварных швов.
5. Предложен относительный показатель для оценки оптимальности монтажного зазора между бандажом и наружной поверхностью усиливаемой трубы.
Основные защищаемые положения. Основными защищаемыми положениями диссертационной работы являются:
- системность оценки и комплекс методик для научных, лабораторно-стендовых и трассовых исследований прочностного ресурса действующих технологических газопроводов;
- обоснование относительного показателя и комплекса аналитических решений для количественной оценки ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов при разных нормативно-технических несоответствиях;
- методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов путем стабилизации их напряженно-деформированного состояния, прочностного усиления или оптимальной отбраковки сварных швов;
- ведомственные документы в виде стандартов предприятия, включающих основные положения диссертации.
Практическая ценность работы.
1. Предложены оценочные показатели остаточного ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов для оптимальной отбраковки участков труб с механическими дефектами, включая смещение кромок сварных швов.
2. Сформулирован методологический комплекс для оценки уровня эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов.
3. Разработаны конструкция самокомпенсирующейся трубопроводной опоры (патент RU 2 308 633 С2) и экспресс-метод для определения допустимого смещения кромок сварного шва.
Результаты диссертационных исследований включены в стандарты предприятия ООО «Севергазпром» (СТП 8828-169-01; СТП 8828-170-04). Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы добычи, подготовки и транспорта нефти и газа» (Ухта, УГТУ, 2000 г.), на семинарах-совещаниях ООО «Севергазпром» «Повышение уровня надежности и эксплуатации магистральных газопроводов, ГРС и объектов газоснабжения» (г. Вологда, 2002, 2003 гг.; Мышкин, 2004 г.) и «Повышение эксплуатационной надежности оборудования газокомпрессорных станций» (Мышкин, 2005 г.), на Всероссийской конференции «Большая нефть: проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (г.Ухта, УГТУ, 2003 г.), на II Межрегиональной практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (г.Ухта, УГТУ, 2004 г.), на совместных научных семинарах кафедр ПЭМГ и МОН и ГП (г.Ухта, УГТУ, 2005, 2006, 2007, 2008 гг.).
В процессе работы использованы фундаментальные положения и результаты, полученные в работах А.В.Алексашина, Н.П.Алешина, С.А.Бобровского, Б.И.Борисова, И.Н.Бирилло, Б.В. Будзуляка, А.И. Гриценко, В.А. Динкова, Ю.В. Ила-товского, А.Т. Санжаровского, Ю.А. Теплинского и др.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка и приложений. Основное содержание диссертации изложено на 190 страницах машинописного текста, в т.ч. 56 рисунков и 25 таблиц; библиографический список включает 128 наименований; количество приложений 2 .
Публикации. Список научных трудов включает более 60-ти наименований, в том числе по теме диссертации опубликовано 14 научных работ, включая 10 статей, 2 нормативных документа (СТП 8828-169-01; СТП 8828-170-04), 1 патент РФ на изобретение (RU 2 308633С2) и 1 монография.
Дефекты стенок трубных элементов и их влияние на несущую способность конструкции
При проектировании трубопроводных систем условно предполагают бездефектное состояние используемых труб в течение всего срока функционирования объекта. В этом случае закладываемый запас прочности позволяет гарантировать эксплуатацию трубопроводного объекта без аварий и инцидентов, либо с минимальным риском их возникновения. Однако проводимые обследования эксплуатирующихся технологических трубопроводов показывают, что проектное условие бездефектности трубных элементов не выполняется. Дефекты стенок трубных элементов являются достаточно распространенным явлением. Например, на технологических трубопроводах КС-12 и КС-13 ООО "Севергазпром" было обнаружено соответственно 47 и 32 элементов с разнообразными дефектами наружной поверхности трубы (Таблица 1.1).
Общеизвестно, что в окрестности отверстий, вырезов, трещин и т.п. возникает локальное увеличение напряжений. Рост напряжений оценивается коэффициентом концентрации Кст, который определяется как отношение наибольшего напряжения атах к номинальному значению аНОм: Ка= тах/о-Ном- (1.2)
При упругом деформировании материала коэффициент концентрации напряжений совпадает с коэффициентом концентрации деформаций КЕ. При превышении напряжениями ата предела текучести материала происходит появление областей пластических деформаций, перераспределение напряжений и изменение коэффициентов KJ И КЕ. При этом коэффициент концентрации напряжений снижается, а коэффициент концентрации деформаций возрастает.
Характерные особенности явления концентрации напряжений хорошо видны на примере растяжения тонкой бесконечной пластинки с круговым отверстием (рисунок 1.4).
Из рисунка 1.4 видно, что напряжение а принимает наибольшие значения на контуре отверстия в сечении, перпендикулярном к направлению растяжения (точки А и В на рисунке 1.4). Величину напряжения а в сечении X = 0 можно определить по формуле [89]: о Г г2 гМ а = ном 2 + 1- + 3-, (1.3) 2 У2 V4) где г - радиус отверстия.
Из формулы (1.3) видно, что при У = г величина напряжений атах составляет (ЗаНОм), т.е. коэффициент концентрации напряжений К равен трем. При удалении от отверстия происходит резкое уменьшение величины напряжений. Например, на расстоянии одного радиуса от отверстия напряжения составляют (1,22аНОм), т.е. коэффициент концентрации уменьшается « в 2,5 раза.
При овальной форме отверстия максимальный коэффициент концентрации напряжений определяется зависимостью [89]: К0=1 + 2-, (1.4) с где - длина отверстия (по оси У на рисунке 1.4); с - ширина отверстия (по оси X на рисунке 1.4). Формула (1.4) показывает, что с уменьшением ширины отверстия концентрация возрастает, т.е. более опасными являются узкие вырезы.
Это теоретическое положение находит экспериментальное подтверждение. Результаты лабораторных исследований [1; 7; 30; 52; 58; 59], стендовых испытаний [87; 97], а также результаты расследования причин аварийных разрушений магистральных газопроводов [3] показывают, что наибольшую опасность представляют трещи-ноподобные дефекты, имеющие кроме всего прочего непредсказуемое поведение. Другие категории механических дефектов (вмятины, задиры, забоины, зарубки, каверны и т.п.), также вызывают локальный рост деформационных напряжений, но их влияние на статическую прочность трубных элементов зависит от размеров дефекта и может быть оценено расчетом для каждого конкретного случая.
К механическим повреждениям поверхности трубы относят различного рода задиры метала, забоины или зарубки, возникающие в результате касательного или точечного силового воздействия внешнего тела, обладающего большей твердостью и клиновидно-заостренной формой индентора. Проявление этих дефектов наблюдается в виде механических углублений в трубной оболочке без нарушения цилинд-ричности ее формы, но с локальным утончением стенки по следу дефекта, что является признаком снижения несущей способности конструкции (рисунок 1.5).
Управление эксплуатационной надежностью газопроводных труб с механическими повреждениями их поверхности осуществляется на основе норм ВСН 012-88 [15], принятых для вновь сооружаемых объектов, в соответствии с этими нормами допускаемая глубина поверхностных механических повреждений не должна превышать 0,2 мм. При наличии дефектов глубиной более 5 % от толщины стенки трубного элемента последний подлежит удалению и замене на исправный, а дефекты, глу бина которых не достигла 5 % толщины стенки, но превысила 0,2 мм, подлежат вы-шлифовке.
Эти жесткие требования вполне обоснованы для безусловного обеспечения эксплуатационной безопасности вновь вводимых объектов при обязательном соблюдении проектных требований к комплектации труб по расчетной толщине стенки для заданного проектного давления.
Однако, как показывает опыт толщинометрии на реальных объектах, фактическая толщина стенок надземных технологических трубопроводов существенно превышает расчетные нормативные значения. При этом возникает неурегулированный существующими нормами отбраковочный казус, требующий в каждом конкретном случае индивидуального решения.
Например, для трубопроводной обвязки диаметром 426 мм, выполненной из стали марки Ст20 на рабочее давление 7,4 МПа, расчетная толщина стенки составляет 9,5 мм. В этом случае допустимая глубина дефекта равна 0,48 мм. На реальных объектах смонтированные трубные элементы имеют толщину стенки 14,5 ...16,5 мм с допустимой глубиной дефекта 0,73...0,83 мм.
Это означает, что допустимая толщина утонченной стенки для расчетного (проектного) случая составит 9,02 мм, а фактически - 13,77...15,67 мм или на 4,75...6,75 мм больше проектного значения. В этом и заключается отбраковочной казус: по существующим нормам дефект глубиной 0,73...0,83 мм должен быть устранен путем замены дефектного участка трубопровода на исправный; между тем, фактический запас толщины стенки составляет 4,75...6,75 мм, это в 6,5...8,1 раза больше нормативного требования. Отсюда понятно, что действительная опасность дефектов в каждом конкретном случае должна оценивается расчетным методом.
Кроме того, несомненно, что при одной и той же глубине, но разной протяженности дефекта на прочность трубы будет разным. При этом следует учитывать также поперечный размер дефекта - его ширину.
Таким образом, для объективного определения степени опасности механических повреждений труб в виде задиров, забоин, зарубок и пр. в диссертации предполагается разработать объективный оценочный метод, основанный на расчетном определении напряженно-деформированного состояния дефектного участка труб.
Основные требования, предъявляемые коварным соединениям
Качество сварных соединений трубопроводных элементов регламентируется следующими нормативными документами: РД 558-97 [70]; СНиП Ш-42-80 [79]; ВСН 006-89 [14]; ВСН 012-88 [15]; СП 105-34-96 [81].
В соответствии с вышеназванными нормативными документами кольцевые сварные швы труб газопроводного назначения должны соответствовать следующим требованиям: временное сопротивление разрыву (предел прочности) сварных образцов должно иметь значение не менее нормативного значения предела прочности металла трубы; усиление внешнего и внутреннего швов должно иметь высоту не менее 1,0 мм и не более 3,0 мм и плавный переход к основному металлу; сварной шов облицовочного слоя должен перекрывать основной металл при ручной сварке на 2,5 ч- 3,5 мм; подварочный слой, выполненный ручной сваркой, должен иметь ширину в пределах 8 ч-10 мм; стыки, выполненные дуговой сваркой, не должны содержать трещин, подрезов глубиной более 0,5 мм или длиной более 150 мм, недопустимых смещений кромок, кратеров и выходящих на поверхность пор; смещение кромок не должно превышать 20 % толщины стенки, но не более 3 мм в любом случае; разнотолщинность свариваемых элементов без применения переходных катушек должна быть не более 3 мм.
При контроле неразрушающими методами стыков трубопроводов, выполненных дуговыми способами сварки, в сварных швах допускаются: сферические, радиальные и удлиненные поры, наибольший размер которых в процентном отношении к толщине стенки трубы не превышает 20 % или 3 мм; цепочки и скопления пор протяженностью не более 2 толщин стенок, но не более 30 мм. При этом наибольший размер поры не должен превышать 10 % толщины стенки; шлаковые включения глубиной менее 10 % толщины стенки трубы. При этом длина компактного шлакового включения не должна превышать половину толщины стенки трубы или 5 мм, а протяженность цепочек и скоплений - 2 толщин стенок или 15 мм; местный непровар в корне шва глубиной до 5 % толщины стенки трубы, но не более 1 мм, длиной до 2 толщин стенки, но не более 30 мм; утяжины глубиной до 20 % толщины стенки трубы, но не более 1 мм, и длиной до 50 мм; превышение проплава до 3 мм при длине участка до толщины стенки трубы.
По результатам контроля в сварных швах не допускается наличие трещин, канальных пор, удлиненных шлаковых включений, непроваров и несплавлений между валиками и по разделке. В стыках трубопроводов диаметром 1020 мм и более, выполненных с внутренней подваркой, не допускаются непровары в корне шва.
Следует отметить, что в соответствии с вышеназванными нормативными документами все кольцевые сварочные соединения, выполненные дуговыми методами сварки, подлежат 100 % неразрушающему радиографическому контролю.
Таким образом, требования, предъявляемые к сварным швам труб, направлены на обеспечение безаварийной работы газотранспортного объекта в течение его предстоящей длительной эксплуатации. Однако использование этих же критериев оказывается неадекватным при оценке технического состояния эксплуатирующихся трубных конструкций, имеющих превышение толщины стенок труб в сравнении с их проектными значениями. При этом создается критериальной прецедент, регламентирующий необходимость отбраковки «дефектного» участка по прочностному мотиву, хотя объективно этот участок характеризуется повышенным запасом прочности.
Таким образом, действующие нормы не учитывают особенности трубных обвязок, связанных с наличием дополнительного запаса прочности вследствие повышенной толщины стенки трубных элементов. Исходя из вышеизложенного, разработка оптимизационных методов обоснования эксплуатационной работоспособности трубных элементов, включающих несоответствия проектным нормам, является главной задачей диссертационной работы.
Для обеспечения безопасной работы надземных трубопроводных обвязок в течение всего срока их функционирования при проектировании закладывают определенный запас прочности и предполагают, что его величина не будет снижаться в процессе последующей многолетней эксплуатации. Соблюдение такого требования возможно лишь в том случае, если начальное состояние объекта в целом, а также его отдельных элементов, не будет претерпевать заметных изменений в течение всего временного интервала, установленного в качестве срока службы.
С этой целью, еще на стадии проектирования, предусматриваются технические решения, позволяющие избежать нежелательных воздействий или минимизировать их проявление. Например, для надземных трубопроводов на пучинистых или просадочных грунтах назначаются опоры специальных конструкций, позволяющие компенсировать изменения напряженно-деформированного состояния трубных элементов вследствие особого поведения таких грунтов.
Рентгенографирование и ультразвуковое сканирование
Испытания на растяжение выполняются с целью оценки реальных механических характеристик основного металла. Испытания проводятся по ГОСТ 10006-84 [28] и ГОСТ 1497-84 [30] на плоских полнотолщинных образцах. При этом определяются предел прочности, предел текучести, относительное удлинение при разрыве и относительное поперечное сужение образцов. До начала испытания проводится осмотр образцов с целью фиксации характерных особенностей и дефектности сварных соединений.
После визуального осмотра выполняют измерения характерных размеров и имеющихся дефектов, используя микрометр, штангенциркуль, штангенрейсмус. Затем по измеренным значениям назначают начальную расчетную длину и наносят необходимые риски на рабочую часть образцов.
Испытания образцов на растяжение осуществляются с помощью различных разрывных машин.
Значения характеристик основных механических свойств металла труб для образцов, разрушившихся по основному металлу, вычисляют по формулам: предел прочности (временное сопротивление):
В формулах использованы стандартные обозначения: Рмах - максимальная сила в процессе нагружения до разрушения образца; Р0,2 - сила, при достижении которой остаточная линейная деформация составляет 0,2%; F0 - наименьшее значение площади поперечного сечения образца из трех текущих значений на начальной расчетной длине 0, которое вычисляют по формуле Fo=ao-bo для прямоугольных сечений, где ао, bo - толщина и соответственно ширина рабочей части ненагруженного образца в трех сечениях на расчетной длине; ир и кр - начальная и конечная длина в зоне равномерных удлинений; 4 - расчетная длина образца после разрыва; FK - минимальное значение площади поперечного сечения в зоне разрыва, которое вычисляют по формуле FK= aK-bK для прямоугольных сечений, где ак и Ьк - минимальные толщина и соответственно ширина в зоне разрыва; АР изменение растягивающей силы, вызывающее изменение длины А Ср на базе тензометра в рабочей части образца при упругом нагружении.
Исходные, промежуточные и окончательные результаты испытаний представляются в табличной и графической формах.
Металлографические исследования выполняются с целью выявления структуры металла и его однородности для идентификации марки стали, а также степени загрязненности металла неметаллическими включениями, наличия, вида, местоположения и размеров дефектов в исследуемых областях основного металла и сварных соединений.
Для идентификации марки стали отбираются по два образца из каждого типоразмера испытываемых труб. Количество образцов для испытаний определяется в зависимости от классификационных признаков дефектов сварных соединений, выявленных диагностическими методами. Вырезанные образцы шлифуются, полируются и подвергаются химическому травлению в 4 %-ном спиртовом растворе азотной кислоты. Исследования проводятся на металлографическом микроскопе «Метам РВ-21» (рисунок 2.10).
Оценка результатов металлографических исследований выполняется в соответствии с ГОСТ 1778-70 [32] и ГОСТ 5639-82 [36]. Результаты металлографических исследований представляются в виде характерных фотоматериалов.
Гидравлические испытания проводятся для оценки фактической интегральной прочности всего кольцевого сварного соединения, а не его отдельных небольших по размеру элементов. Для этой цели на отбракованном участке трубопровода с помощью газовой резки отделяют фрагменты трубных катушек, содержащих дефектные кольцевые швы и монтируют их в единую испытательную плеть (рисунок 2.11). Эта плеть оснащается торцевыми эллиптическими заглушками 1 и патрубками 3 для подключения внутренней полости испытательной плети 2 к линии гидравлического нагружения.
Подготовка объектов и проведение их испытаний осуществляется в соответствии со стандартом ООО «Севергазпром» СТП 8828-155-99 [106].
На наружной поверхности трубы наносится координатная сетка с линейным шагом по оси 1 м, по окружности 30, что составляет 1 ч по принятой в отрасли окружной ориентации поверхностных дефектов (см. рисунок 2.11), а также осуществляется привязка характерных конструктивных элементов плети (сварной продольный или кольцевой шов и т.д.). Проводится визуальный осмотр наружной поверхности трубной плети. Обнаруженные дефекты фиксируются и отмечаются на
Проводится комплексная диагностика, методы и объём которой определяется в зависимости от поставленной задачи. В целом, использование диагностического комплекса направлено на оценку уровня надёжности основного металла и сварных соединений испытываемой трубной плети.
Технологическая схема полигонных испытаний представлена на рисунке 2.12. Как видно, подготовленную к испытаниям трубную плеть 1 помещают на железобетонные блоки 5, затем с торцов привариваются эллиптические заглушки 7, а сверху - патрубки 8 для заполнения трубы 1 водой и контроля ее уровня. Патрубки привариваются с ориентацией на 12 ч. Трубную плеть 1 устанавливают так, чтобы наружные дефектные зоны размещались не ниже 3-9 ч.
Рабочей средой для проведения испытаний является вода, подаваемая в трубную плеть по нагнетательной линии 11.
Для контроля за давлением воды, поддерживаемым в трубной плети, монтируют специальный отвод 9, связанный с образцовым манометром 4. Для оперативного управления процессом испытаний патрубки 8 снабжают шаровыми кранами 10 в соответствии со схемой, представленной на рисунке 2.12.
Анализ геодезической привязки текущих высотных отметок
Геодезическая съемка высотного положения надземных трубопроводных обвязок выполнена с использованием оптического нивелира ЗН-2КЛ и лазерного нивелира LASER BEACON на одной из компрессорных станций ООО «Севергазпром». Обследованы надземные трубопроводы нагнетателей и установки воздушного охлаждения газа (АВО). Натурное размещение этих коммуникаций представлено на рисунках 3.1 и 3.2 соответственно. Наиболее сложную пространственную конфигурацию с большим количеством опор и наличием запорно-регулирующей арматуры имеет трубопроводная обвязка нагнетателей; надземные трубопроводы АВО-газа не имеют опор. Характерной особенностью надземных технологических трубопроводов нагнетателей является наличие участков с визуально различимыми уклонами трубы. Анализ геодезической привязки показал следующее.
Трубопроводная обвязка нагнетателей. Обобщающие результаты геодезических измерений, количество участков со сверхнормативными уклонами, их протяженность, а также наибольшие значения уклонов и стрелы прогибов для трёх соседних точек, полученные при геодезических измерениях трубопроводов всех цехов на обследованной КС, приведены в таблице 3.1.
Анализ полученных данных показывает, что обследованная трубопроводная обвязка (ТПО) нагнетателей имеет 75 участков общей протяженностью 325,5 м со сверхнормативными уклонами (по [34] более 10 мм/м), в том числе: цех №1 — 5 участков, суммарной протяженностью 24,4 м; цех №2 —16 участков, суммарной протяженностью 74,9 м; цех №3 — 41 участок, суммарной протяженностью 180,4 м; цех №3-бис — 9 участков, суммарной протяженностью 31,0 м; цех №4 — 4 участка, суммарной протяженностью 14,8 м.
Уклоны трубопроводов на этих участках составляют 10,4 - 78,9 мм/м. Максимальный уклон величиной 78,9 мм/м зарегистрирован на выходной линии нагнетателя Н36. В дополнение к вышеизложенному следует отметить, что на трубопроводных обвязках нагнетателей нередко встречаются точки «перелома» оси, в которых меняется направление уклона трубы. Наиболее выражены такие участки на обвязке нагнетателей: Н11; Н14; Н24; Н25; Н38; Н39; Н40.
Для удобства анализа результаты геодезических измерений представляются графически. Пример такого представления для трубопроводных обвязок нагнетателей Н34, Н38 и Н39 приведен на рисунке 3.3. Здесь показано фактически сложившееся высотное положение входных и выходных линий обследованных обвязок с указанием мест установки опор и запорной арматуры, а также выделены (серый цвет) участки, уклоны которых превышают допустимый предел (т.е. более 10мм/м).
Трубопроводная обвязка АВО-газа. Для оценки положения технологических трубопроводов АВО-газа использовались результаты геодезической съёмки её горизонтальных участков. Схема измерений представлена на рисунке 3.4. Значения уклонов трубопроводов даны в таблице 3.2. Анализ полученных результатов показывает, что требования норм [35] к величине уклонов не выполняются на шести горизонтальных участках ТПО АВО газа цеха №3 (входные трубопроводы секций АВО №№2; 3; 4; 8; 9; выходной трубопровод секции АВО №3) и 12 участках ТПО АВО газа цеха №4 (входные трубопроводы секций АВО №№1; 2; 3; 7; 8, выходные трубопроводы секций АВО №№1; 2; 3; 4; 5; 6; 8). Величина уклонов составляет 11,3 - 62,3 мм/м, при этом трубопроводы наклонены, как правило, к подземным коллекторам и только в двух случаях - в противоположную сторону, т.е. к секциям охлаждения (входной трубопровод секции АВО №9 и выходной трубопровод секции АВО №3 цеха №3).
Основные выводы по анализу геодезических измерений заключаются в следующем.
Результаты геодезической съемки ТПО нагнетателей и АВО-газа свидетельствуют о наличии участков с уклонами, достигшими или превышающими предельную величину, регламентированную Инструкциями [34;35]. Однако в связи с тем, что информация о высотном положении трубопроводов после монтажа отсутствует, вывод о критическом состоянии их работоспособности является преждевременным. Действительно, зафиксированное высотное положение обвязок может являться как следствием деформации опор и подземных коллекторов в процессе эксплуатации, так и следствием несоосности стыкуемых элементов и отклонения высотных отметок верха опор от проектных значений в процессе выполнения строительно-монтажных работ. Одним из критериальных показателей в этой ситуации является уровень напряженного состояния элементов трубопроводной обвязки. Если имеет место первый случай, т.е. деформация трубопроводов возникла в процессе эксплуатации, то на участках со сверхнормативными уклонами и прогибами уровень напряжений должен быть существенно выше, чем на прямолинейных участках.
При втором варианте, т.е. в случае строительно-монтажного брака, существенных отличий в напряженном состоянии трубы ни на участках с уклонами и прогибами, ни на прямолинейных участках наблюдаться не должно.
Таким образом, в условиях отсутствия данных о начальном положении технологических трубопроводов выяснить причины возникновения имеющихся уклонов и прогибов и оценить степень их опасности можно путём сопоставления результатов расчетного обоснования и инструментального контроля деформационных напряжений.
Для расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопроводной обвязки использовался конечностно-элементный программный пакет «COSMOS/M» [26]. Трубопроводная обвязка нагнетателей. При оценке НДС надземных трубопроводов моделировались и анализировались следующие ситуации: - имеющиеся опоры расположены на проектных высотных отметках; - отсутствует одна или несколько опор на линейном участке обвязки; - фактически зарегистрированное в ходе обследования положение высотных отметок трубопроводов.
Характерные результаты расчетов представлены на рисунках 3.5-3.8.
Детальный анализ результатов, полученных в ходе проведенного моделирования, позволяет констатировать следующее:
1). При проектном положении опор (рисунок 3.5) трубопровод характеризуется несущественными значениями деформаций и изгибных напряжений. Продольные и эквивалентные напряжения в этом случае определяются уровнем кольцевых напряжений, т.е. величинами внутреннего давления и толщины стенки, и не имеют значительных отличий в однотипных элементах обвязки (таблица 3.3).
2). При отсутствии одной или нескольких соседних опор не происходит заметного увеличения деформаций трубопроводной обвязки и величин изгибных напряжений (таблица 3.4). Например, при отсутствии одной опоры на входной линии нагнетателей Н 201; Н 202; Н 203 максимальная деформация увеличивается с 0,2 до 0,4 мм, а изгибные напряжения с 4,25 до 5,22 МПа (рисунок 3.6); при отсутствии двух опор, как видно из таблицы 3.4, максимальная деформация возрастает до 2,4 мм, а изгибные напряжения до 10,7 МПа. Аналогичная картина наблюдается и для других нагнетателей. Продольные и эквивалентные напряжения в этом случае, как и при проектном положении трубы, не имеют существенных отличий в различных сечениях обвязки (при одинаковой толщине стенки рассматриваемых участков).
