Содержание к диссертации
Введение
1. Исследование и анализ методов выполнения ремонтных работ на действующих газопроводах 10
1.1 Ремонт газопроводов полимерно-композитными материалами 10
1.2 Ремонт газопроводов стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой... 13
1.3 Ремонт стальными муфтами 19
1.4 Ремонт действующих трубопроводов врезкой под давлением 31
1.5 Сравнение различных методов ремонта действующих трубопроводов 34
Выводы по 1 -ой главе 38
2. Исследование возможности использования ручной дуговой сварки при ремонте действующих газопроводов 40
2.1 Применение современных методов оценки риска прожога при ремонте методом наплавки на действующем трубопроводе 42
2.2 Альтернативный подход, основанный на термомеханической модели 50
2.3 Проблема водородного растрескивания при сварочном ремонте действующего газопровода 54
Выводы по 2-ой главе 59
3. Экспериментальные исследования температурных циклов при ремонте методом наплавки металла на действующем газопроводе 61
3.1 Проведение экспериментальных исследовании при ремонте методом наплавки на действующем газопроводе 61
3.2 Методика моделирования процесса сварочной наплавки металла при ремонте на действующем газопроводе 67
3.3 Экспериментальное исследование температурных циклов при ремонте методом наплавки металла на действующем газопроводе 72
3.4 Металлографические исследования зоны ремонтной сварочной наплавки 80
3.5 МКЭ-анализ режимов ремонтной дуговой сварочной наплавки 86
3.6 Расчет разрушающего давления при ремонте методом наплавки 97
для стенки трубы с дефектом «коррозионной язвы» сложного профиля 97
Выводы по 3-ей главе 106
4. Разработка технологии и организация сварочных работ при ремонте газопровода без остановки перекачки газа 108
4.1 Разработка технологии ремонта действующего газопровода методом прямой наплавки 108
4.2 Организация сварочных работ при ремонте газопровода методом прямой наплавки без остановки перекачки газа 124
4.3 Анализ технологических операций при подготовке и сварочной ремонтной наплавке металла на действующий газопровод 127
Выводы по 4-ой главе 131
Общие выводы 133
Литература 134
- Ремонт стальными муфтами
- Альтернативный подход, основанный на термомеханической модели
- Экспериментальное исследование температурных циклов при ремонте методом наплавки металла на действующем газопроводе
- Организация сварочных работ при ремонте газопровода методом прямой наплавки без остановки перекачки газа
Ремонт стальными муфтами
Ремонт полимерно-композитными материалами применяется в индустрии трубопроводного транспорта в течение 30 лет как средство усиления секций трубы, стенки которой ослаблены коррозией [3]. Как показала практика и опыт, ремонт трубопроводов композитными материалами не ограничен только коррозионными повреждениями, возможности ремонта такого типа шире.
Композит сочетает в себе высокую прочность усиливающих стекловолоконных нитей, находящихся в матрице термоусадочного полимера. Действие композитного ремонта заключается в распределении кольцевой нагрузки в стенке трубы, при этом напряжение текучести трубной стали ограничивается наложенной с внешней стороны композитной муфтой так, чтобы можно было бы безопасно поддерживать максимально допустимое рабочее давление в трубопроводе [4].
Типичный и эффективный композитный ремонт состоит из трех компонентов: I) композитной структуры; 2) адгезива, используемого для связи композита с трубой в каждом последующем слое накладываемой обмотки; 3) высокой сжимающей нагрузки, передаваемой наполнителем, наложенным на дефект трубы. На рисунке 1.1 показан ремонт композитной муфтой «Клок Спринг»
Муфтовая технология «Клок Спринг» имеет ряд преимуществ. Такие муфты технологичны, работа с муфтами не требует больших навыков, муфты устанавливаются быстро без применения сварки и они дешевле, чем стальные [5].
Механизм работы ремонтного соединения заливного композита основан на высокой степени проникновения на молекулярном уровне и высокой адгезии соединения. Механизм ремонтного соединения муфтового композита работает как бандаж, прочностные свойства которого определяются свойствами материала и суммарной толщиной установленной на трубе спиральной муфты.
При установке композитных муфт на газопровод кольцевые напряжения в стенке трубы снижаются до уровня продольных, что позволяет создать зону безопасного напряженного состояния длиной 300 мм по каждую сторону муфты.
В результате проведенных исследований для протяженных дефектов разработан комбинированный метод [4-6], осуществляемый по следующей технологии: - пескоструйная очистка поверхности трубы в зоне дефекта. Обычно зачищают и центрируют на дефекте пояс вокруг цилиндрической поверхности трубы шириной 0,5м; - инспекция дефекта. С очисткой поверхности выполняют полную инспекцию площади дефекта с потерей металла. Для единичного дефекта используют глубинные калибры; для множественных (составных) дефектов применяют лазерные сканеры. Затем выполняют ультразвуковой контроль толщины стенки трубы для подтверждения того, что номинальная толщина стенки, окружающей зону коррозионного поражения, была равна исходной, 0мм, тем самым, исключая какие-либо внутренние повреждения. Окончательно проводят инспекцию по методу магнитных частиц, чтобы убедиться, что зона дефекта свободна от какого-либо поверхностного растрескивания; - химическая очистка - обезжиривание поверхности трубы; - нанесение композита «Диамант» на всю поверхность дефекта с толщиной слоя до полного восстановления толщины стенки трубы; - установка композитной муфты («Клок Спринг», «КСМ ВНИИСТ» или "WrapMaster"). Прежде всего, тщательно контролируют температуру окружающего воздуха, чтобы обеспечить правильную пропорцию смешанного адгезива. Во время подачи материала из питателя в зону дефекта, ремонтная бригада медленно обматывает композитную обертку на соседнюю с дефектом площадь трубы (но не на площадь самого дефекта), равномерно намазывая адгезив между каждым последующим слоем. Адгезив также наносится в зону дефекта с выровненным наполнителем и вокруг него, а затем обмотка перемещается в конечную позицию, надвигаясь на дефект. Образцы адгезива и материала композита берутся для анализов для страхования качества. Ремонтная обертка затем плотно натягивается вокруг трубопровода с применением натяжного рычага перед закреплением самоклеящейся лентой.
После консервирования в течение двух часов, края муфты скашивают с использованием шпатлевки. Затем площадь ремонта обтягивается и обматывается крепежной лентой с 55%-ным перекрытием, как требует исходная спецификация трубопровода для полевых соединений [4]. По завершении общий диаметр на отремонтированной секции был не более чем на 25мм больше диаметра исходной трубы. По вышеприведенной технологии допускается ремонт композитными муфтами коррозионных дефектов, вмятин и сварных швов таблица 1.1. Композитными муфтами ремонтируют вмятины глубиной не более 4% от наружного диаметра трубы DH (для DH = 1420 мм стрела прогиба вмятины не должна превышать 50 мм). Ремонт дефектных сварных швов производят с помощью трех композитных муфт шириной 100 мм: две муфты накладывают встык по каждую сторону шва, а третью - внахлест по центру шва [3,4].
Необходимое количество слоев композиционных муфт N зависит от диаметра, толщины стенки и механических свойств ремонтируемой трубы, размеров дефекта, прочностных характеристик полимерных конструкционных материалов, используемых при ремонте. При ремонте без предварительного автоматизированного расчета требуемое количество слоев композиционных муфт - 8, муфты должны устанавливаться без зазора и полностью закрывать дефект. Автоматизированный расчет позволяет оптимизировать требуемое количество слоев композиционной муфты N в диапазоне от 6 до 12. Длина композиционной ленты L определяется для трубы диаметром D по соотношению:
Альтернативный подход, основанный на термомеханической модели
Модель Battelle применяет 2Б-численные решения уравнений теплопереноса для предсказания температуры поверхности внутренней стенки трубы при выполнении сварного шва в процессе установки на действующем трубопроводе ремонтной муфты типа "В" или отвода по методу «горячей врезки». В процессе испытаний, было установлено, что если при выполнении ручной дуговой сварки температура на внутренней поверхности стенки трубы tBHyTp. не превышает 980 С (для низководородных электродов), то вероятность сквозного прожога достаточно низкая. Если тепловложение W создает tBHyTp. 980 С, то такой уровень W должен рассматриваться как безопасный в отношении риска сквозного прожога.
В поздние 80-е г. прошлого века Институт сварки Эдисона (EWI) и лаборатория Battelle объединили усилия в деле дальнейшего развития модели Battelle и ее адаптацию для использования на PC.
Значительные результаты были получены от применения модели Battelle. Эта модель дала возможность показать, что прожог маловероятен, если толщина стенки трубы не менее 6,4мм при условии, что используется практика низководородной сварки [35]. Важно отметить, что модель Battelle не учитывает напряжения, которые давление создает в стенке трубы, а принимает в расчет только изменение теплопроводности газа с изменением давления в трубопроводе. Полагают [35], что напряжения от давления газа, должны сами собой перераспределяться вокруг малой нагретой зоны под сварочной ванной подобно тому, как это имеет место вокруг изолированного коррозионного питтинга. Позднее было показано [32], что хотя это предположение обосновано для стенок с толщиной 8 10мм, оно не является истинным для труб с более тонкой стенкой. Тем не менее, модель термического анализа Battelle неоднократно применялась как зарубежными [32,34-36], так и отечественными авторами, например [23,37-39].
Модель термического анализа PRCI В 1997 году «Международный Совет по исследованию трубопроводов» (PRCI) инициировал разработку второй модели термического анализа Институтом EWI, которая имела функции подобные модели Battelle [34]. Модель термического анализа PRCI для ремонта методом сварки при «горячей врезке» на действующих трубопроводах представляет собой модификацию модели Battelle в виде пакета программ на основе Microsoft Windows, совместимых с PC. Модель PRCI также принимает 980 С как предел температуры поверхности внутренней стенки трубы, гарантирующий минимальный риск прожога (как и в модели Battelle). Модель PRCI также не принимает в расчет напряжения, которые давление продукта создает в стенке трубы.
Установлено, что обе модели (Battelle и PRCI) приводят к сверхконсервативным результатам для некоторых применений. Показано [40,41], что безопасные сварные швы могут быть выполнены на трубопроводах с толщиной стенки до 3,2мм при низком давлении продукта (0эл2мм), тогда как указанные модели рассматривают условия наложения таких швов как небезопасный сварочный процесс. При наложении швов на трубу (8=3,2мм) было выявлено, что внутреннее давление влияет на риск прожога, что находится в противоречии с допущениями моделей Battelle и PRCI, а также с выводами работ [23,28,29].
Модель CRC/CSIRO (Австралия) Недавно «Организация промышленных исследований» SCIRO совместно с Исследовательским центром CRC в Австралии разработали модель CRC/CSIRO по определению риска прожога при ремонте методом наплавки на действующих трубопроводах. Эта модель основана на том положении, что нагретая выше 700 С зона под сварочной ванной теряет механическую прочность и действует подобно термической «коррозионной язве» [32]. В модели CRC/CSIRO, кроме термического анализа (с вычислением іВНутр. стенки трубы), определяется размер термической «коррозионной язвы», чтобы вычислить риск прожога.
Критерий температуры поверхности внутренней стенки трубы - тот же критерий Battelle и PRCI (tBHyTp. 980С, низководородные электроды).
Критерий модели «коррозионной язвы» ( изотермы 700 С) рассматривает материал внутри изотермы 700иС вокруг сварочной ванны, как не обладающий эффективной прочностью, а материал вне изотермы, как имеющий полную прочность. Зона потери прочности внутри изотермы рассматривается как зона с уменьшенной толщиной стенки, т.е. как «коррозионная язва» и оценивается с использованием принятых процедур по стандартам: СТО Газпром 2-2.3-112-2007 [43], AS2885 (Австралия), B31G (США), DNV-RP-FlOl(HopBenM) [32,44].
Критерий эффективной остаточной толщины стенки трубы сравнивает глубину зону проплавлення сварочной дугой («дуговой каверны») с некоторым заданным процентом толщины стенки трубы. Глубина «каверны» затем сравнивается со 100%-ной толщиной стенки трубы, чтобы определить риск прожога.
Модель CRC/CSIRO сопоставляет предсказанные безопасные сварочные параметры по всем трем критериям и рекомендует наиболее консервативный результат, т.е. полученную наименьшую величину тепловложения.
В проекте [32] были поставлены две задачи: - сравнение трех методов предсказания прожога при сварке на действующих трубопроводах (моделей Battelle, PRCI и CRC/CSIRO); - разработка альтернативной термомеханической компьютерной модели, которая принимает в расчет влияние на риск прожога трубопровода, как внутреннего давления, так и свойств трубной стали при повышенных температурах. Для сравнения методов предсказания прожога были выбраны типичные условия для применения наплавки при ремонте на действующем газопроводе таблица 2.1.
Альтернативный подход включал реализацию термомеханической модели, основанной на положениях CRC/CSIRO, с использованием коммерческого пакета программ ABAQUS и собственных подпрограмм, разработанных в EWI. Эта новая модель, обозначенная как «модель 46345», использует поперечное сечение сварного шва, перпендикулярное направлению перемещения электрода. Модель основывается на последовательно выполняемом термомеханическом анализе, который состоит из двух этапов. На первом этапе выполняется термический анализ, чтобы вычислить температурные профили относительно времени. На втором - температурные профили применяются как термические нагрузки в механическом анализе. Затем вычисляется механическая реакция трубы и сварного шва под действием термической и механической нагрузок.
Экспериментальное исследование температурных циклов при ремонте методом наплавки металла на действующем газопроводе
Численное моделирование сварки на действующих газопроводах предлагает значительные преимущества. Во-первых, такой подход устраняет или минимизирует необходимость трудоемких, рискованных и затратных экспериментов. Например, геометрия трубы (или фитинга) не представляет проблемы в компьютерных вычислениях, также как вариация газовых потоков и давлений, что способствует разработке процесса сварочной наплавки на действующем газопроводе и управлению этим процессом. Кроме того, численное моделирование процесса сварочной наплавки дает возможность определить температурные циклы и поля по параметрам дуговой сварки: току I, напряжению U и скорости перемещения электрода V. Путем моделирования оценивают пригодность сварочной процедуры, при этом затратный и трудоемкий экспериментальный подход «проб и ошибок» замещается более экономичным компьютерным моделированием. Разумеется, что на начальном этапе исследования результаты моделирования должны подтверждаться экспериментально.
Для моделирования сварочных процессов в работе использован метод конечных элементов (МКЭ), сущность которого заключается в том, что тело трубы в зоне наплавки разбивают на несколько частей (элементов) конечного (но не бесконечно малого) объема, простых по форме и внутреннему устройству для того, чтобы численное интегрирование даже сложных функций по объему каждого из элементов не вызывало затруднений. В настоящее время МКЭ служит универсальным средством анализа конструкций и среди многообразия CAD/CAM/CAE-программ пакеты конечно-элементного анализа играют важную роль.
Одним из лучших соотношений «качество/цена» обладает пакет программ MSC/Nastran. Пакет имеет достаточно широкие возможности для создания геометрической и конечно-элементной (расчетной) модели самых разнообразных конструкций, позволяет выполнять практически любые виды анализа и, что имеет особую ценность, оптимизировать параметры.
Типичная сетка конечно-элементного разбиения МКЭ ( mesh ) для вычисления теплопереноса при дуговой сварке типа «валик на пластине» показана на рисунке 3.8 в поперечном сварке направлении. При этом осесимметричное допущение позволяет использовать в вычислениях половину сетки ( mesh ) разбиения на элементы рисунок 3.9. Сварочная д\та
Схема двумерного (2D) моделирования по МКЭ дуговой сварки «валик на пластине» Поскольку задача решалась в статической постановке, нагрузки задавались в скалярной форме (не зависящей от времени), и в качестве конечно-элементного решателя был выбран линейный статический вариант. Сам процесс конечно-элементного моделирования в пакете MSC.Nastran проводится автоматически, моделирование продолжается до тех пор, пока температурное поле не будет определено с заданной точностью.
Расчетная схема конечно-элементной модели 2D дуговой сварки типа «валик на пластине» в осевом направлении При моделировании процессов дуговой сварки приняты следующие основные допущения: - моделируется только рабочая зона сварки, а дуга и расплав металла сварочной ванны представляются как распределенный тепловой поток; - при решении рассматривается тепловой поток только за счет теплопроводности; конвективный и лучистый теплообмен в процессе расчета не учитывались в связи с незначительностью влияния последних; - используют свойства материала (коэффициенты), которые не изменяются с температурой; в процессе расчета теплопроводность и теплоемкость материала трубы принимались постоянными; материал конструкции считался однородным, изотропным и линейно упругим; - источник тепла, перемещающийся с заданной скоростью, являлся точечным; - допускаемая температура на внутренней стенке трубы 650С - начальная температура исследуемой области составляла 100С. В процессе расчета использовались следующие параметры рисунок 3.10: L - длина исследуемой области, 8 - толщина исследуемой области, Dq- диаметр пятна нагрева, Q - тепловыделение (тепловая мощность) источника тепла, V - скорость движения источника тепла.
В расчетах по МКЭ использовались также следующие справочные коэффициенты:
В то же время при разработке конкретной численной модели ремонтной сварочной наплавки на действующем газопроводе должны дополнительно рассматриваться следующие аспекты: - обоснованное описание и моделирование источника тепла для выбранного сварочного процесса; - установление процедуры вычисления термических циклов дуговой сварки и определения скорости охлаждения ЗТВ (времени xg/s), включая влияние потока газа, с целью исключения водородного растрескивания; - вычисление термических полей при дуговой сварке по различным режимам, установление зон критического температурного ослабления механических свойств металла, определение и принятие критерия безопасности, исключающего сквозное проплавление и прожог при ремонтной дуговой сварочной наплавке на действующем газопроводе. 3.3 Экспериментальное исследование температурных циклов при ремонте методом наплавки металла на действующем газопроводе
Организация сварочных работ при ремонте газопровода методом прямой наплавки без остановки перекачки газа
Оценка вероятности прожога при ремонтной сварочной наплавке на действующем трубопроводе основана на положениях, изложенных в п. 3.2. Базовым является подход Bout и Gretskii [58], которые приняли в расчет тот факт, нгіГіОгі 700С г что выше 700 С предел текучести от всех марок трубной стали составляет от 2% до 10% от от25С (при 25С). Другими словами, при t 700С эффективная прочность любой трубной стали фактически близка к нулю. Таким образом, зона потери прочности, описываемая контуром изотермы 700 С вокруг сварочной ванны, условно может быть представлена в виде термической «коррозионной язвы».
Иллюстрацией термической «коррозионной язвы» может быть вид теплового поля выше 700 С, например, на рисунке 3.32 (МКЭ, синий цвет, 8=10мм, глубина «коррозионной язвы» с1=6,2мм, длина «язвы» в осевом направлении L=l9,5мм, остаточная толщина стенки под «язвой» 8ОСт=3,8мм). Выполним расчет разрушающего давления на участке трубопровода с коррозионным дефектом и «коррозионной язвой» в соответствии с требованиями стандарта [43].
В качестве сложного профиля принят: а) коррозионный дефект, б) коррозионный дефект плюс термическая «коррозионная язва», рисунок 3.39, образующаяся при наплавке по режиму рисунок 3.32.
Определим допустимое давление в газопроводе с коррозионным дефектом (без термической «коррозионной язвы»): Рдоп = Pdmax/K = 14,31/1,6 = 8,94МПа р = 7,4 МПа. (3.13) Вывод: участок газопровода с коррозионным дефектом рисунок 3.39 (без термической «коррозионной язвы») работоспособен при рабочем давлении р=7,4МПа. б) Далее оценим допустимое давление на данном участке газопровода с коррозионным дефектом и термической сварочной «коррозионной язвой» с учетом максимальной глубины составного дефекта и общей длины дефекта.
Вывод: участок газопровода с составным дефектом максимальной глубины dmax на длине 10бщ не может быть признан работоспособным при рабочем давлении р = 7,4 МПа. последовательных приращений по глубине составного дефекта сложной формы рисунок 3.39. Составим таблицу замеров глубин составного дефекта по длине сложного профиля рисунок 3.39.
Для дальнейшего проведения уточненного расчета сложный профиль составного дефекта разбиваем по максимальной глубине на равные части с шагом приращения Ad = 1,0мм. Затем выполняем расчет разрушающего давления для каждого шага приращения[43].
Примечание: площади коррозионного пятна и язвы определяют по схеме рисунок 3.39, вычерченной в увеличенном масштабе на бумаге с миллиметровой сеткой.
Зависимость разрушающего давления язвы Ряд от величины шага приращения по глубине представлена на рисунке 3.40.
Номершагаj Текущая глубинаdj, мм Площадь ПятнаАп, мм2 Средняяглубинапятнаdn, мм Давлениеразрушения дляпятнаРп,МПа Площадь язвыАЯ1, мм2 Длина язвыІ! , ММ Сред. г луб. язвы4мм Эффект ивная толщ. стенкиte , ММ Откорр. средняяг луб.язвы de,i, мм Давлениеразрушен.для язвыРяд,МПа
Примечание: при оценке данного составного дефекта со сложным профилем как одиночного с размерами, равными всей его длине и максимальной по профилю глубине расчетное разрушающее давление Pdmax, вычисленное в данном примере, равно 10,95МПа. В этом случае допустимое давление было бы Рдоп= Pdmax/K = 10,95/1,6 = 6,84МПа, что на 24% ниже по сравнению с уточненным расчетом по реальному профилю, и такая величина p,10n Рраб не удовлетворяет критерию работоспособности (5.5) [43].
Следует отметить, что режим наплавки в рассматриваемом случае (п. 3.5в) для 5=10мм (0зл3,2мм, U=22B, 1=130 A, V=1,0MM/C, Q=2145BT, \=2Д4кДж/мм, подогрев 100 С) является режимом с относительно высоким сварочным током и значительной величиной тепловложения W. Такой режим сварки выбран намеренно, с целью увеличить время is/s (снизить скорость 105 охлаждения ЗТВ) и компенсировать величиной W высокий «тепловой сток» в толстых стенках и тем самым предотвратить постсварочное растрескивание. В данном случае время т8/5 = 14с (Vg/50XJI -21 С/с) рисунок 3.30, а пик температуры внутренней стенки tBHyT 600 С рисунок 3.31. При таких величинах ig/5 и tBHyT не возникает прожога и растрескивания (см. п. 3.4). Однако при ремонте действующего газопровода наплавкой на «тепловой сток», связанный с массой стенки, накладывается «тепловой сток» при отборе тепла потоком газа. Поскольку действует запрет на выполнение наплавки на действующем газопроводе (см. СТО Газпром [2]), выполним модельные оценки по МКЭ, не требующие проведения натурных экспериментов.
Для этой цели повторим расчет термического цикла (аналогично расчету на рисунке 3.30) при дуговой наплавке (8=10мм) по тому же режиму (п.3.5в), дополнив входные данные программы двумя параметрами: а) скоростью потока газа Vr 10м/с и б) коэффициентом конвективной теплопередачи р = 300Вт/м . К. Выбор этих параметров продиктован практикой эксплуатации газопроводов.
В результате расчета получим: время т8/5 9-10с (Vg/50XJI —30-33 С/с) и пик tBHyT 480 С. Как видно, действие потока газа проявляется двояко: с одной стороны поток газа понижает температуру внутренней стенки трубы (на 120 С), снижая вероятность прожога, с другой стороны уменьшает время ig/5 (увеличивает V8/5OXJI), способствуя образованию закалочных структур в ЗТВ с повышенной твердостью. Однако величина ig/5 9-10с значительно превышает критическое значение ig/5 5с, ниже которого возрастает вероятность растрескивания.
При увеличении скорости потока газа возрастает коэффициент теплопередачи от внутренней поверхности стенки трубы. Однако как установлено в работе [58], при этом максимальная твердость ЗТВ увеличивается всего на 6% при изменении V г от 0 до 20м/с (сталь Х65, 0762мм, 8=14,3мм). Этот результат согласуется с данными работы [59], если 8 12,5мм, поток газа внутри трубы не оказывает влияния на скорость охлаждения ЗТВ при дуговой сварке на действующем газопроводе. По мере уменьшения толщины стенки влияние «теплового стока», связанного с потоком газа, возрастает, но это влияние компенсируется снижением доли «теплового стока», связанного с толщиной (массой) стенки трубы.
