Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ современных подходов и нормативных требований к проведению испытаний магистральных трубопроводов на прочность . 12
1.1 Испытания магистральных трубопроводов на прочность и проверка на герметичность. 13
1.1.1. Особенности испытаний на прочность нефтепроводов. 15
1.1.2. Сравнительная оценка затрат на проведение пневматических и гидравлических испытаний трубопроводов на прочность . 16
1.2 Особенности строительства трубопроводов в условиях Крайнего Севера. 20
1.3 Анализ нормативных требований к параметрам испытаний на прочность магистральных трубопроводов. 21
1.4 Анализ нормативных требований к обеспечению безопасности при проведении испытаний трубопроводов на прочность. 29
ГЛАВА 2 Исследование параметров испытаний на прочность магистральных трубопроводов . 34
2.1 Исследование долговечности трубопровода при статическом нагружении. 35
2.1.1. Обзор существующих критериев длительной прочности труб. 36
2.1.2. Оценка начальной энергии активации сталей . 40
2.1.3. Исследование длительной прочности стальных труб с учетом истории их нагружения. 42
2.1.4. Исследование длительной прочности трубопровода с дефектами. 43
2.1.5. Анализ двукратного нагружения трубопровода внутренним давлением 48
2.2 Исследование минимального давления испытания трубопроводов на прочность 57
2.2.1 Назначение испытательного давления трубопровода на прочность с учетом температур его эксплуатации и испытаний. 60
2.2.2 Параметры испытаний на прочность трубопроводов из различных материалов. 63
2.3 Максимальное давление испытания трубопроводов на прочность. 65
2.3.1. Влияние параметров заводских испытаний труб на назначение максимальной величины испытательного давления на прочность. 65
2.3.2. Требования к ударной вязкости трубных сталей. 66
2.4 Назначение соотношений давлений испытаний на прочность трубопроводов, проводимых в несколько этапов. 71
2.5 Выводы по главе 2 73
ГЛАВА 3 Обеспечение безопасности при проведении испытаний магистральных трубопроводов. 74
3.1 Определение размеров опасных зон при проведении испытаний магистральных трубопроводов.
3.2 Предварительные испытания трубопроводов для обеспечения локальной безопасности . 84
3.2.1 Назначение размеров участков предварительных испытаний. 87
3.3 Методика предварительных гидравлических испытаний участков трубопровода 92
3.4 Выводы по главе 3 100
ГЛАВА 4 Совершенствование технических решений, направленных на обеспечение испытаний магистральных газо- и нефтепроводов . 101
4.1 Особенности дефектоскопии трубопровода перед пневматическим испытанием
на прочность 101
4.2 Использование сжатого воздуха из испытанных участков . 111
4.3 Проверка на герметичность. 114
4.3.1 Определение утечек по запаху одоранта. 116
4.4 Пневматические испытания МН Ванкорское месторождение – НПС «Пурпе». 124
4.5 Выводы по главе 4 131
Выводы 132
Список литературы 134
- Сравнительная оценка затрат на проведение пневматических и гидравлических испытаний трубопроводов на прочность
- Оценка начальной энергии активации сталей
- Предварительные испытания трубопроводов для обеспечения локальной безопасности
- Использование сжатого воздуха из испытанных участков
Сравнительная оценка затрат на проведение пневматических и гидравлических испытаний трубопроводов на прочность
С проблемой испытаний газопровода, проложенного в горных условиях, отечественным инженерам пришлось столкнуться при строительстве газопровода Дашава – Львов диаметром 200 мм протяжённостью 68 км в 1940 году. Тогда впервые в отечественной практике трубопроводного строительства были выполнены пневмоиспытания МГ испытательным давлением - 45 атм [14].
В настоящее время испытания пневматическим способом применяются весьма широко на подземных газопроводах.
Для пневматических испытаний характерны высокие затраты энергии, что вызвано значительной сжимаемостью газовой среды. Поэтому при пневматических испытаниях большое значение имеет разработка мероприятий по использованию сжатого воздуха для испытаний последующих участков. Теоретические основы этой технологии подробно рассмотрены в работе В.Г.Селиверстова [15].
Конденсат, выпадая из сжимаемого воздуха при пневматических испытаниях, может создавать ледяные пробки и наросты, затрудняющие выполнение предпусковых операций. Для пневматических испытаний МГ требования к вла-госодержанию закачиваемого воздуха разработаны специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [16], что обусловлено необходимостью тщательной осушки полости газопроводов при завершении работ. Нефтепроводы не нуждаются в тщательной осушке перед вводом в эксплуатацию, однако ледяные пробки и наросты также должны быть исключены.
За последние десятилетия появилось много дополнительных методов выявления дефектов, которые отличаются высокой эффективностью. Среди этих методов основное место занимают приборный контроль качества строительства трубопроводов и внутритрубная диагностика.
В государственных стандартах приводятся требования к хорошо разработанным, выполняемым по устоявшимся методикам способам контроля, таким как контроль кольцевых сварных соединений с применением радиографических, ультразвуковых или магнитных методов.
Для уложенного в траншею и засыпанного трубопровода применима исключительно внутритрубная диагностика. Этот метод контроля в настоящее время интенсивно развивается, поэтому требования к нему пока что установлены лишь на уровне корпоративных стандартов.
Современные внутритрубные диагностические снаряды уже способны определять дефекты, которые не обнаруживаются при испытаниях трубопроводов. Это относится, как к продольным, так и к поперечным дефектам, в частности, к дефектам кольцевых сварных соединений. При этом постоянно появляются новые методы неразрушающего контроля и реализующие их приборы.
ОАО «Газпром» [4] и ОАО АК «Транснефть» [17] в своих нормативных документах требуют обязательного проведения внутритрубной дефектоскопии на этапе проведения испытаний. Наблюдается тенденция переноса центра тяжести усилий по поиску дефектов с испытаний на внутритрубную дефектоскопию.
Цель испытаний на прочность – это, в первую очередь, выявление дефектов трубопроводов. При этом должны быть выявлены дефекты, являющиеся потенциальными очагами отказов во время эксплуатации.
Проверка на герметичность позволяет выявлять мелкие сквозные дефекты трубопроводов, которые на сегодняшний день не всегда могут быть выявлены средствами внутритрубной диагностики.
Нефтепроводы, в отличие от газопроводов, транспортируют относительно вязкий продукт, имеющий высокую плотность. Результатом этого становится значительное изменение эксплуатационного давления в трубопроводе на его протяженности. Поэтому существуют определенные различия в конструкции нефтепроводов и газопроводов, диктующие особые требования к проведению испытаний. Если толщину стенки трубопровода назначать в соответствии с изменением давлении по длине и высоте, то для нефтепроводов может быть достигнута существенная экономия металла. Для газопровода давление в конечной точке перегона может быть равно среднему, достигаемому при остановке перекачки. Поскольку различие между давлением в начале перегона и средним невелико, газопроводы не сооружают с переменной толщиной стенки.
При проектировании нефтепроводов достигается принимается: толщина стенки трубопровода не изменяется строго в соответствии с графиком напора, а устанавливается одинаковой на достаточно большой протяженности. Это позволяет унифицировать типоразмеры поставляемых труб, уменьшить ошибки при поставках и строительстве, упростить и удешевить сборку нефтепровода. Уменьшение толщины стенки нефтепровода обычно осуществляется ступенчато. Число ступеней для каждого перегона обычно принимают равным трем [18]. Толщина стенки на протяжении ступени выбирается в соответствии с максимальным эксплуатационным давлением на участке, с учетом изменения давления по длине и гидростатического давления на перепадах высот.
В соответствии со СНиП Ш-42-80 [5] величина минимального испытательного давления на прочность назначается пропорционально рабочему давлению. Так как толщина стенки трубопровода соответствует рабочему давлению, на участках с большими перепадами высот при проведении гидравлических испытаний возникает необходимость разбивки трубопровода на относительно короткие участки испытаний. При пневматических испытаниях эта проблема отсутствует, и участки испытаний могут быть достаточно протяженными.
Оценка начальной энергии активации сталей
В своей работе 1957 года [63] С.Н. Журков обращает внимание на то, что с понижением температуры крутизна изолиний долговечности возрастает, поэтому в низкотемпературной области небольшое изменение напряжения приводит к чрезвычайно большому изменению долговечности, что на ограниченном участке создает впечатление порогового характера разрушения.
Автором были оцифрованы и исследованы результаты экспериментов американских исследователей. На рисунке 5 приведена зависимость параметра долговечности, выраженного в виде натурального логарифма отношения времени разрушения к т0=10-13c от давления, при котором происходит длительное разрушение. Затруднения возникли с определением времени, которое было принято исследователями за нулевое при определении максимального давления разрушения. Поэтому было принято решение исключить из анализа это время и рассматривать разрушения, которые произошли при установленной величине времени выдержки до разрушения больше нуля.
Зависимость параметров долговечности от давления, при котором происходит разрушение трубы диаметром 914 мм с толщиной стенки 10 мм при глубине поверхностных дефектов 5 мм. Длина дефектов: I – 190 мм; II – 152 мм; III – 84 мм.
Полученные зависимости представляют собой отрезки параллельных линий. При этом линии пересекают ось ординат примерно в точках с координатами: линия I — 88; линия II — 98; линия III — 116.
Анализ результатов исследований А.Даффи, Р.Эйбера и У.Макси показывает, что наличие искусственно сформированных дефектов аналогично их формированию в трубных образцах за счет предварительного нагружения и оказывает такое же влияние на остаточную долговечность трубных образцов, как и их предварительное нагружение.
Необходимо отметить, что в работах отечественных ученых [70] имеются упоминания о применимости критерия прочности С.Н. Журкова для оценки остаточной долговечности трубопровода с имеющимися дефектами. 2.1.5. Анализ двукратного нагружения трубопровода внутренним давле нием.
Перед нагружением трубопровода невозможно точно установить его реаль ное состояние. К этому моменту неизвестны ни его дефектность, ни история предыдущих нагружений. Можно утверждать лишь то, что максимально возмож ный параметр долговечности трубопровода описывается прямой, проходящей че рез точки А (0, ) и B (pкр, 30) (рис.6 а)), где pкр – давление, при котором безде фектный новый трубопровод разрушается при кратковременном нагружении. Давление кратковременного разрушения pкр, МПа, может быть определено по формуле: где - минимальное значение временного сопротивления трубной стали с учетом распределения по трубопроводу (принимаем минимальное нормативное значение), МПа [35]; Dн - наружный диаметр трубопровода, мм; 5 - толщина стенки трубопровода, мм.
Проведенное нагружение трубопровода давлением рь МПа, при котором не произошло его разрушение в течение времени її, с, ограничивает его реальное состояние минимальным параметром долговечности, который описывается отрезком, параллельным [А В], и проходящим через точку С (pi, ln(ii/x0)) (рисунок 6).
Таким образом, процедура однократного нагружения трубопровода с неизвестной начальной дефектностью и историей нагружения позволяет определить диапазон возможных начальных состояний трубопровода в виде полосы, ограниченной отрезком [А В] и отрезком, проходящим через точку С.
Оператор, определяемый формулой (2.25), отображает графики долговеч ности до нагружения в графики долговечности после него, смещая их вниз.
Рассмотрим трансформацию нижней части (высотой h) полосы, в которой находятся графики относительной долговечности, соответствующие наиболее дефектным состояниям трубопровода (рис.6 а)) под воздействием однократного нагружения. После нагружения эта часть полосы преобразуется в треугольник, гипотенуза которого будет расположена на высоте z(h) над точкой С, определяемой временем и величиной давления первого нагружения (рис.6 б)).
Остальная часть исходной полосы возможных состояний трубопровода, первоначально находившаяся выше рассмотренной полосы высотой h, после нагружения будет расположена выше гипотенузы треугольника.
Если принять, что возможные состояния дефектности трубопровода распределены равномерно по величине давления кратковременного разрушения внутри этой полосы, то можно считать, что вероятность W расположения графика реального состояния трубопровода в полосе высотой h, соответствующей минимально возможной долговечности:
Из приведенных на рисунке 7 зависимостей видно, что с вероятностью 0,01 и ниже, функция z(W) 0. В случае отрицательных значений z(W) повторить первое нагружение не удастся: при повторном нагружении тем же давлением с вероятностью 1-W произойдет разрушение трубопровода за время выдержки под испытательным давлением меньшее, чем время первого нагружения.
Отрицательные значения функции z(W) характеризуют снижение ресурса долговечности трубопровода после испытания. Так, на рисунке 8 показана зависимость функции z(W) от отношения испытательного давления к давлению, вызывающему кольцевое напряжение, равное пределу прочности. Значения z(W) уменьшаются при увеличении этого отношения. При этом падение функции z(W) при приближении давления первого 6-часового нагружения к 0,93 рр столь велико, что повторное нагружение трубопровода будет невозможно, т.е. весь его ресурс долговечности будет реализован при испытании. Отсюда следует, что испытание трубопроводов очень высоким давлением, например - мето дом стресс-теста, возможно для труб с относительно большим отношением предела прочности трубной стали к ее пределу текучести и требует тщательного соблюдения технологии проведения испытаний.
Предварительные испытания трубопроводов для обеспечения локальной безопасности
При этом требования к вязкости излома образца при испытаниях DWTT фактически уточняют величину коэффициента a. Чем выше величина DWTT, тем на большем расстоянии при раскрытии трещины частицы металла остаются связанными. Если излом - хрупкий, это значит, что связь между частицами металла по линии разрыва теряется при очень малом раскрытии трещины.
Таким образом, вязкий характер излома образца при испытаниях DWTT позволяет обеспечить отсутствие опасности лавинного разрушения при несколько пониженной относительно расчета величине ударной вязкости.
Сравнение формул зависимости минимальной величины допустимой ударной вязкости приведено на рисунке 17. Для предлагаемой формулы принято a=\.
На графике приведено сравнение формул величин минимальной ударной вязкости, определенных по всем приведенным формулам с применением следующих условий: кольцевое напряжение в стенке трубы при нагружении 450 МПа; давление в трубопроводе 12 МПа.
При этом следует учитывать, что в соответствии с ASTM Е23 [88] ударная вязкость по Шарпи - энергия разрушения по площади 8 ммхЮ мм приводится без пересчета на единицу площади, в отличие от российских стандартов.
Угол в основании развивающейся трещины прямо связан с вязкой составляющей излома образца DWTT: чем больше вязкая составляющая, тем больше угол у вершины трещины. Чем больше этот угол, тем скорость развития трещины меньше.
Для проведения пневмоиспытаний особое значение должна иметь именно недопустимость протяженных разрушений, и, если необходимая величина ударной вязкости недостижима, следует обратить внимание на величину DWTT. 200
Например, в соответствии со СНиП 2.05.06-85 [35] для трубопровода с рабочим давлением до 10 МПа диаметром 820 мм и толщиной стенки 12 мм, что соответствует параметрам магистрального нефтепровода Ванкорское ме сторождение – НПС «Пурпе», должна использоваться трубная сталь с ударной вязкостью не менее 29,4 Дж/см.
Полученные в результате расчетов величины ударной вязкости являются вполне обычными и соответствуют параметрам поставки качественных труб. Например, в таблице 11 приведены характеристики труб, примененных на подземной части МН Ванкорское месторождение – НПС «Пурпе».
Отдельные участки трубопроводов испытываются в несколько этапов. Если на следующем этапе испытаний будет происходить развитие дефектности уже испытанного участка, смысл проведения предыдущего этапа испытаний теряется. Поэтому каждый этап испытаний должен обеспечивать неразрушение предварительно испытанного участка трубопровода при испытаниях на прочность следующего этапа.
В соответствии с формулой (2.32), принимая, что второй этап испытаний соответствует этапу эксплуатации. (2.54) где рисп1 - давление на первом этапе испытаний, МПа; рисп2 - давление на втором этапе испытаний, МПа; тисп1 - время выдержки под испытательным давлением на первом этапе испытаний, час; тисп2 - время выдержки под испытательным давлением на втором этапе испытаний, час.
Принимая рисп1/рисп2=1Д и рисп2/ркр 0,66 получим: z(W) l,39-0,l0,66l46=-8,25 В соответствии с графиком на рисунке 7 вероятность разрушения трубопровода за более короткое время, чем тисп2, составит примерно 10"5 (0,001%). Поэтому второй этап испытаний с давлением в 1,1 раза меньшим, чем давление первого этапа, безопасен.
Например, если давление основных испытаний - 1,1Рраб, то давление предварительных испытаний должно быть больше, чем 1,21Рраб.
Следует особо подчеркнуть, что для обеспечения безопасности недопустимо превышать 90% давления предыдущего этапа испытаний. 2.5 Выводы по главе 2.
1. На основании материалов экспериментальных исследований с применением критерия прочности С.Н.Журкова и критерия линейного суммирования повреждений Бэйли разработан метод определения давления испытаний на прочность магистральных трубопроводов, установлены зависимости параметров испытаний от физических свойств материала трубопровода и соотношений температуры проведения испытаний и температуры эксплуатации. Показано, что пневматические испытания на прочность нефтепровода, предназначенного для транспортировки теплой нефти, проводимые в зимних условиях, должны выполняться при давлении 1,25 рраб.
2. Исследованы факторы, ограничивающие максимальное давление пневматических испытаний трубопроводов: ударная вязкость трубной стали и заводские испытания труб. Показано, что для возможности проведения пневматических испытаний нефтепроводов, прокладываемых в северных условиях и рассчитанных на повышенное давление, необходимо использование трубных сталей с повышенной ударной вязкостью. Глава 3 Обеспечение безопасности при проведении испытаний маги стральных трубопроводов.
При проведении испытаний на прочность существует опасность разрушения трубопровода. При этом пневматические испытания трубопроводов по сравнению с гидравлическими характеризуются увеличенными размерами разрушений и большой продолжительностью подъема давления, когда требуется обеспечивать безопасность [90].
За последние десятилетия в России кардинально изменились хозяйственные отношения. Поэтому подход к обеспечению безопасности претерпевает изменения. Так, если во времена существования СССР, была вполне допустимой длительная остановка движения транспорта и людей по дорогам в период проведения испытаний инфраструктурного объекта, то в настоящее время такое решение в большинстве случаев повлечет за собой значительные компенсационные выплаты. Проблемы, связанные с вынужденной приостановкой хозяйственной деятельности, возникают и при наличии производственных и сельскохозяйственных объектов в границах охранных зон при испытаниях.
Охрана границ опасных зон должна осуществляться круглосуточно на весь период испытаний, что на отдельных участках затруднительно даже с применением современных средств контроля и сигнализации. Поэтому, в первую очередь, необходимо исследовать особенности назначения размеров охранных зон при испытаниях.
Использование сжатого воздуха из испытанных участков
Бустерный компрессор соизмерим по мощности привода и габаритам с обычным компрессором одинаковой объемной производительности и максимального перепада давления. При этом его производительность по массе закачиваемого воздуха при использовании воздуха из испытанной секции многократно превышает производительность обычного компрессора. Так, в соответствии с формулой (4.38) пририсп=\0 МПа г/ 12,6, т.е. эффективность бустера с объемной производительностью 100 м3/мин будет равна эффективности группы компрессоров суммарной объемной производительностью 1260 нм3/мин.
Производительность бустерного компрессора снижается при падении давления в том участке трубопровода, из которого производится забор воздуха. Чтобы повысить эффективность работы бустера, на завершающем этапе закачки целесообразно подключить к участку-источнику (I участок) высокопроизводительный компрессор, согласованный по производительности с бустером.
Например, применение компрессорной установки УКП-9 (табл.15) с производительностью 1000 нм/мин позволит поддерживать на входе бустера абсолютное давление 1 МПа при его объемной производительности 100 м/мин. При рисп=\0 МПа и рк1=\МПа г/гбк=18,3. Таким образом, время закачки воздуха совместной работой компрессорной установки на базе авиационного двигателя и бустерного компрессора почти в 1,5 раза меньше, чем время закачки бустер-ным компрессором.
Такая совместная работа компрессорной установки на базе авиационного двигателя и относительно мощного бустерного компрессора равносильна работе группы обычных компрессоров с общей производительностью 1830 нм/мин.
Предлагаемая схема использования сжатого воздуха из испытанного участка с применением на последнем этапе закачки воздуха высокопроизводительного компрессора, поддерживающего давление на входе бустера, наиболее эффективна как с точки зрения продолжительности испытаний, так и энергетической эффективности. Поэтому она должна стать обязательной при проведении пневматических испытаний.
Проверка на герметичность выполняется после снижения величины давления в трубопроводе до рабочего. Важность этого этапа весьма велика, что обусловлено возможностью наличия сквозных дефектов, которые не развиваются при испытании на прочность. Поиск таких дефектов требует привлечения большого количества персонала и может существенно удлинить общее время проведения персонала, особенно, если его проводить методически неправильно.
Поэтому правильная методика поиска дефектов при проверке на герметичность позволит оптимизировать время и трудоемкость проверки на герметичность.
Высокая сжимаемость воздуха, в сравнении с жидкостью, применяемой при гидроиспытаниях, делает затруднительным при пневматических испытаниях выявление факта утечек (индикации наличия) на основании контроля падения давления.
В этих целях применяется ограничение протяженности проверяемого на герметичность участка [51]. Обычно - закрытием линейных кранов и кранов байпасных линий. В результате длина проверяемого участка уменьшается, соответственно - увеличивается чувствительность приборного контроля (рис.32).
При наличии в стенке испытываемого трубопровода сквозного неразвивающегося дефекта площадью Sдеф, через него будет выходить воздух (газ). При большой разнице внутреннего и наружного давления перепад давления превышает критический, а скорость истечения воздуха из трубопровода будет равна местной скорости звука. удельная газовая постоянная воздуха [121]; Т-температура воздуха в газопроводе, К; =1,4 - коэффициент адиабаты воздуха; р - абсолютное давление в трубопроводе, Па. Учитывая большую величину полости трубопровода, изменение давления будет невелико, и обнаружить небольшие дефекты становится невозможным.
Максимальная площадь обнаруживаемого дефекта, м, наличие которого можно зафиксировать по падению давления составит:
Таким образом, при проведении испытаний трубопровода диаметром 820 мм, длиной 30 км при давлении 8 МПа за 12 часов измерений, применяя манометр, выявляющий падение давления на 0,04 МПа, можно обнаружить наличие дефекта площадью около 10 мм2.
Из-за такой особенности пневматических испытаний основное внимание, не только для обнаружения места утечки, но и для выявления самого факта ее наличия, уделяется проверке трассы трубопровода обходчиками. В их задачи входит обнаружение признаков утечек.
Определение утечек по запаху одоранта.
Для упрощения поиска месторасположения утечки при проведении пнев-моиспытаний в закачиваемый воздух подают одорант, что позволяет вести поиск места утечки по запаху. Этот метод на сегодня является основным, позволяющим обнаружить неразвивающийся сквозной дефект трубопровода при проверке на герметичность. Опыт поиска утечек этим методом свидетельствует о низкой его эффективности, особенно в северных условиях и при наличии ветра. Этот метод поиска утечек нуждается в определении ограничений, накладываемых на него климатическими условиями.
Наиболее эффективными одорантами являются меркаптаны, которые используются для одоризации природного газа. При пневмоиспытаниях в закачиваемый воздух добавляется этилмеркаптан (C2H5SH) с концентрацией #0=50 ч-80 г/1000 м [6], [51]. Концентрацию одоранта в накачиваемом в трубопровод воздухе принимаем =50 мг/м.
