Введение к работе
Актуальность темы
Обеспечение безопасности эксплуатации в условиях продолжающегося физического и морального износа нефтегазового оборудования и трубопроводов на опасных производственных объектах Российской Федерации обусловливает повышение роли расчетных методов определения их остаточного ресурса Использование оборудования и трубопроводов, работающих с взрыве-, пожароопасными и токсичными средами при избыточном давлении, по-
I вышеных и высоких температурах, срок эксплуатации которых значительно
превышает нормативный, потенциально опасно и увеличивает вероятность
, нарушения их безопасного состояния Нарушение прочности и герметично-
сти могут приводит к человеческим жертвам, отравлениям, загрязнению окружающей среды и большим экономическим потерями, в связи с чем очень важно определять научно обоснованными методами техническое состояние и возможность безопасной эксплуатации оборудования за пределами нормативного срока.
Современное состояние развития техники и технологий достигло такого уровня, что проблема обеспечения промышленной безопасности должна решаться па государственном и межгосударственном уровнях Сознавая важность проблемы, правительство Российской Федерации принимает меры для усиления государственной политики в области обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и законодательно устанавливает современные принципы государственного регулирования промышленной безопасности Анализ аварийности и травматизма на предприятиях нефтяной и газовой промышленности показывает, что около 30 % аварий связано с техническими устройствами. Более детальный анализ показывает, что основными причинами отказов явились либо медленно прогрессирующие повреждения типа коррозионного износа, либо повреждения в результате некачественного ремонта, применения несоответствующих условиям эксплуа-
|»ОС Н*''"'>НАЛЬНАЯ
БИ МКА
тации или неисправных комплектующих изделий, нарушения технологии сварки и др.
Оценка технического состояния и прогнозирование остаточного ресурса оборудования в настоящее время осуществляются на основе расчета долговечности конструктивных элементов с использованием результатов обследования неразрушающими методами контроля Для выполнения расчетов необходимо точное знание всех термохимических режимов эксплуатации или текущей диаграммы нагружения Проведение стандартных механических испытаний на действующей конструкции невозможно, поэтому расчет долговечности осуществляется с использованием данных о свойствах материала в исходном состоянии, что не обеспечивает необходимую точность Сущест-венпмм недостатком современных методологий при оценке остаточного ресурса оборудования является отсутствие адекватных критериев и моделей для описания процессов повреждаемости металла оборудования и трубопроводов при эксплуатации с учетом воздействия коррозионных рабочих сред, нестационарности нагрузок и температуры и др
Многие виды нефтегазового оборудования и трубопроводов , в том числе, работающие за пределами проектного ресурса, эксплуатируются в условиях действия коррозионных рабочих сред при повышенных температурах, вьпывающих одновременное проявлеїшс большинства известных факторов повреждаемости материала.
В этих условиях часто возникают проблемы интерпретации факторов механических отказов такого оборудования и тем более в расчетной оценке их прогнозируемого (при проектировании) и остаточного (при эксплуатации) ресурса
Одним из немаловажных факторов шрушения работоспособности нефтегазового оборудования и трубопроводов может явиться коррозия, усиливаемая действием механических напряжений и деформаций ползучести (высокотемпературная механохимическая коррозия).
Работа направлена на изучение актуальной проблемы нарушения и обеспечения работоспособности нефтегазового оборудования и трубопроводов с учетом действия коррозии при повышенных температур рабочих сред.
Работа выполнена в соответствии с планами важнейших научно-технических работ и Государственной научно-технической программы Академии наук Республики Башкортостан «Проблемы машиностроения, конструкционных материалов и технологии» по направлению 6 2 «Надежность и безопасность технических систем в нефтегазохимическом комплексе», а также в ходе решения комплексной научно-технической программы Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» и в рамках реализации подпрограммы Федеральной целевой научно-технической программы «Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учетом риска возншаювепия природных и техногетгых катастроф» - ФЦНТП ГШ «Безопасность» (2001-2003 гг.)-
Цель работы - обеспечение работоспособности и безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов регламентацией прогнозируемого и остаточного ресурсов, определяемых на основе установленных закономерностей долговечности их конструктивных элементов в условиях одновременного действия коррозии и повышенных температур
Задачи исследования:
разработка математической модели повреждаемости конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов при одновременном действии коррозии и повышенных температур;
оценка коэффициентов снижения несущей способности и трешино-стойхости конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов с учетом деформационного старения и повышенных температур;
исследование кинетики изменения напряженного состояния и долговечности конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов в условиях механохимической коррозии при нормальных и повышенных температурах.
6 Научная новизна:
-предложено кинетическое уравнение для оценки скорости повреждаемости конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов при одновременном воздействии длительных статических нагрузок, коррозионных рабочих сред и повышенных температур;
-разработаны методы расчетной оценки долговечности конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих при повышенных температурах под давлением коррозионных рабочих сред
Практическая ценность результатов работы заключается в том, что предложенные методы расчета долговечности конструктивных элементов с учетом особеїшостей взаимодействия механических напряжений и коррозионных рабочих сред с повытешюй температурой позволяют расчетным путем устанавливать безопасный срок эксплуатации действующего нефтеїазо-вого оборудования и трубопроводов.
На защиту выносятся методы расчета характеристик безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих в условиях механохимической коррозии и повышенных температур
Апробация работы.
Работа заслушана и рекомендована к защите на расширенном заседании научно-технического совета КамПИ (№ 3 от 16 марта 2004 г) и на заседании методического совета отделения № 7 «Механика разрушения» ГУП «И11ТЭР» (№ 1 от 9 марта 2004 г.)
Публикации
11о результатам работы опубликовано 7 научных работ
Структура и объем работы
Во введении дана общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформулированы це ль и основные задачи исследования.
В первой главе выполнен анализ современных подходов к оценке
прогнозируемого и остаточного ресурса нефтегазового оборудования и тру
бопроводов в условиях механохимической коррозии и действия повышенных
температур Установлено, что в литературе практически отсутствуют разра
ботки по оценке прогнозируемого и остаточного ресурса нефтегазового обо-
I рудования и трубопроводов в условиях одновременного действия механохи-
мической коррозии и повышенных температур, а также соответствующие математические модели повреждаемости материала и расчета долговечности элементов с учетом динамики изменения напряжений и деформаций Явление ползучести в существующих нормах расчетов на прочность элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов учитывается при выборе допускаемых напряжений по пределу длительной прочности и ползучести, а коррозионный фактор - ігрибавкой к расчетным толщинам конструктивных элементов (прибавкой на коррозию) Кроме того, сформулированы цель работы и ее основные задачи, научная и практическая ценность результатов. Показан личный вклад автора в полученные результаты.
Вторая глава посвящена разработке математической модели повреждаемости материала конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов в условиях механохимической коррозии и повышенных температур.
В процессе эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов в условиях механохимической коррозии и повышенных температур происходит постепетюе уменьшение толщины стенок элементов, повышение уровня действующих напряжений в зависимости от эксплуатационных нагрузок.
Поэтому полная текущая деформация zt (a„t) металла элемента представлена в виде суммы мгновенной деформации Єю (зависящей лишь от действия напряжения аю), деформации ползучести ет (зависящей от напряжения ст, и времени t) и условной деформации, обусловленной коррозией г^ (зависящей or о-! и времени t):
є, (a„t)= сю(ст,)+ cm(a„t)+ 8,*(<7„t) (1)
Величина с,0 зависит от величины начального приложенного напряжения ст,„ и определяется на основании зависимости <т,0(єю), которая за пределами упругости может быть аппроксимирована формулой al0 = С -є"„, где С и п - константы металла.
Вторая составляющая уравнения (1) может быть определена на основании следующей известной формулы:
С'"=ї = Ва:П (2)
Здесь е,„ - скорость деформации ползучести, Вит- константы металла, о, - интенсивность напряжений в элементе
Анализ опубликованных работ по механохимии металла показывает, что для большинства распрос граненных низкоуглеродистых и низколегированных грубных и резервуарных сталей зависимость скорости коррозии от напряжений с, и деформаций с, близка к линейной
0 = 0,,(1+1^0(1+1^), (3)
где о0 - скорость коррозии при ст, = є, = 0 в данной рабочей среде и температуре; к, и к, механохимические параметры, определяемые экспериментально
Следовательно, составляющую є^ст,, t) формулы (1) можно определить на основании уравнения (3).
Интегрирование кинетического уравнения (1) позволяет устанавливать долговечность конструктивного элемента (время до наступления того или иного предельного состояния).
Таким образом, предложенная математическая модель позволяет про
изводить расчеты долговечности конструктивных элементов, работающих в
условиях одновременного действия длительных статических коррозионных
сред и повышенных температур
* В третьей главе приводятся результаты исследования влияния повы-
шенных температур на характеристики несущей способности конструктив-
1 пых элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов.
На начальных этапах исследований в работе произведена оценка температурных коэффициентов снижения несущей способности фт по основным прочностным показателям В частности, для оценки ср, по предельному давлению конструктивных элементов получена следующая формула:
«pT=l-3TV4, (4)
где q - константа (q * 2,3); Т = Т/500 С; Т - температура рабочей среды.
С ростом температуры рабочей среды величина q\ по пределу прочно
сти (фу в^] заметно снижается, особенно интенсивно в области Т > 200 С
» (рисунок 1,а) Коэффшщент снижения механохимического параметра к^ с
повышением температуры оценивается формулой: <р\ "'=1/Т*, где Т*= Т/293 "К, где Т - гемпература рабочей среды, К
Зависимость фт а) от Т» показана на рисунке 1,6.
Iff1 o.a
0,6
OA 0.2
a)
Рисунок 1 - Зависимость коэффициентов снижения несущей способности (ртв) и механохимического параметраф*о)
11 В работе произведена оценка влияния положительных температур на механические характеристики металла нефтегазового оборудования и трубопроводов в связи с проявлениями деформационного старения и охрупчива-ния. Деформационное охрупчивание (ДО) оценивается разницей величин исходной пластичности (например относительного удлинения б) и степени пластической деформации г0 При этом заметно повышается предел текучести ат и отношение стт к пределу прочности аъ (Кщ = оУств), а предел прочности ст„ стали не изменяется, т.е ctbdo=ctb Указанные закономерности изменения свойств стали после деформационного старения поддакэтся количественной оценке, например, в случае аппроксимации диаграммы растяжения степенной функции ст=сє" Для оценки деформационного охрупчивания введен параметр D0, представляющий отношение приращения какой-либо механической характеристики к ее исходной величине. Деформационное старение проявляется после деформации и вылеживания (эксплуатации) элементов и связано со сложными кинетическими и термоакгивируемыми процессами взаимодействия примесных атомов и свеженаведенными пластической деформацией дислокациями Поэтому здесь становятся важными, кроме степени пластической деформации с0, время хс и температура Тс старения и др. Необходимо отметить, что величина упругого напряжения (ст0«0,7ат) при вылеживании образцов при искусственном и естественном старении (тс<1 года) не сказывается на степени деформационного старения При этом диаграмма растяжения дополнительно сужается и приподнимается 'Уго является дополнительным подтверждением юго, что основной металл труб при упругих напряжениях не подверіаетея деструктивным изменениям Установлено, что деформационное старение сравнительно быстро насыщается и практически полностью затормаживается при некотором критическом времени старения тс = тскр, достигая некоторой предельной величины Dc = DCKp (здесь Dc - аналої коэффициента D0) В условиях естественного старения (Тс = 20 С) для низкоуглеродистых и низколегированных сталей Тоф »0,5-1 год Повышение
температуры старения (эксплуатации) сокращает х^ (рисунок 2). Следова
тельно, изменение свойств металла труб (из деформационного старения) мо
жет полностью произойти еще до момента пуска оборудования и трубопро
вода в эксплуатацию. При этом необходимо учитывать, что источниками
дислокаций в металле труб могут быть пластические деформации, возни
кающие при транспортировке, монтаже и эксплуатации труб К примеру, при
производстве труб холодным формообразованением листового проката на
вальцах с0 «8/Д (6 и Д - толщина и диаметр труб), следовательно є0 «1-2 %.
Для стали 17ГС (а, = 350 МПа, ае = 560 МПа и 5 = 32 %) при указанных де
формациях степень деформационного старения Dc не превышает 23 % *
(Dc^2-3 %) При этом предел прочности увеличивается до ств = а,00 = 570-
580 МПа, а относительное удлинение 8 в результате деформационного ох- *
рупчивания и старения снижается до 8 = 29-30 % Холодное пластическое
формоизменение труб наиболее интенсивно отражается на величине стт, в ос
новном, вследствие деформационного охрупчивания D0T =10-20%;
Do т' = D^f » 2 - 3 %. Таким образом, величина стт от значения 350 МПа в
исходном состоянии может возраста і ь до 390-430 МПа после деформацион
ного охрупчивания и старения (при е0 = 1-2 %). Отмеченный факт изменения
механических характеристик труб подтверждается при сравнительных испы
таниях образцов, вырезанных из труб, независимо от срока их эксплуатации
и листовою проката (17ГС) Поскольку при производстве труб деформации
с0 могут быть больше 1-2 %, і о фактическое изменение свойств металла мо
жет оказаться заметно выше указанных значений Зависимость D^J'ot е0 от
ражена на рисунке 3 Установлено, что коэффициенты Dc и D0 при е0 = 0,1 J
моїут находиться в обратной зависимости от коэффициента деформационно
го упрочнения стали (n): Db «1/п К примеру, для стали марки Ст. 3- п = "
0,25; D0 = 4, а для низколегированной стали 17ГС: n = 0,18; Dc = 5,5.
10 мин Ті
Рисунок 2 - Зависимость степени деформационного старения d в * от
времени старения тс при различных деформациях Єо и температурах старения Тс для низкоуглеродистых сталей (Ст 3, 20, 20К)
0,10
0^0
0,15
О 0,05
Рисунок 3 - Зависимость D^CTb) от Єо для низкоуглеродистых сталей (ст. 3,20,20 К)
На следующем этапе работы предложена методика оценки характеристик статической трещиностойкости конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих при повышенных температурах.
Определяемые по разработанной методике характеристики трещино-сгойкости могут быть использованы для:
- оценки пригодности конструктивных элементов оборудования и тру
бопроводов, бывших в эксплуатации,
-выбора марок сталей при проектировании, реконструкции и ремонте
элементов оборудования и трубопроводов, t
- анализа механических отказов технического состояния оборудования
и трубопроводов, л
-прогнозирования конструктивной прочности нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих при повышенных температурах
За количественную меру статической грещиностойкости, как и при нормальных температурах (Р С Зайпуллин), принимается отношение сред-ігих разрушающих шпряжеігий а0 в нетто-ссчении образцов к пределу длительной прочности а . Указанные параметры определяются при кратковременных испытаниях специально разработанных малогабаритных образцов с трещинами при заданной температуре
В работе получены аналитические зависимое для описания полной диаіраммьі трепщностойкосги образцов с учетом повышенных температур (рисунок 4) Обоснована возможность оценки предельного состояния цилиндрических сосудов и груб с ірещинами с использованием характеристик
трещиностойкости металла при повышенных температурах (рисунок 5) ,
Четвертая глава посвящена разработке методов расчета долговечно- г
сій и ресурса конструктивных элементов нефтеїазового оборудования и трубопроводов, работающих в условиях одновременного действия механических напряжений, коррозионных рабочих сред и повышенных температур
0.75
Рисунок 4 - Зависимость коэффициента снижения несущей способности труб ФР от т) при различных значениях Ктр*
T,t
da,
Рисунок 5 - Зависимость разрушающего окружного напряжения ст;р от температуры Т
16 На основе обобщения литературных данных и проведенного в работе анализа кинетики изменения характеристик напряженного и предельного состояния конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов с учетом воздействия коррозионных рабочих сред и повышенных температур получена аналитическая зависимость для описания основных закономерностей влияния коэффициентов ф, на степень их мехапохимической повреждаемости, оцениваемой отногаением среднеинтеї-ральной скорости мехапохимической коррозии 9 к скорости ненапряженного металла &0: К =(1+ф*»' -кп фГ-)а.л/ст,/ФІд-)-а,)х
хО + ф^.ф^-уоК/фГ-'^.Ь і де ко и кЕ - механохимические параметры при нормальной температуре; ців -предельное равномерное сужение металла конструктивных элементов; ф'/*' - коэффициент, характеризующий снижение ув при повышенных температурах (ф'/'^І.О),
ф'кі> - коэффициент, характеризующий снижение ке от температуры (9^*1,0)
Максимальное значение среднеинтегрального коэффициента механо-химической повреждаемости реализуется при а0 = а^:
кі =0 + ф?'' k.-^-a.xi+k.-v.). (6)
Доліовечность конструктивного элемента ^определяется по известным величинам' запаса на толщтгу рабочего сечения элемента Л5, скорости коррозии о„ и коэффициента механохимической повреждаемости K^j,:
О *VMXI1
Значения Л8 и d0 устанавливаются известными методами или на основе диагностической информации.
ЮО 200 300 «И 500 мПасй
a)
Co/Ов
\мхп
2.0
1.5
1.0
6)
Рисунок 6 - Зависимости коэффициента механохимической повреждаем осі и K^ от временного сопротивления при данной температуре ст^ (а) и относительного начального напряжения oVo-^
Расчеты показывают, что с увеличением предела прочности ет^ коэф
фициент механохимической повреждаемости К^, возрастает (рисунок 6, а).
Этот факт в соответствии с формулой (6) способствует снижению ресурса
конструктивного элемента При этом с ростом температуры рабочей среды
коэффициент механохимической повреждаемости снижается, а долговеч
ность конструктивных элементов повышается Повышение уровня начальных
окружных напряжений а0 приводит к интенсификации механохимических
процессов (росту К2,, см рисунок 6, б), что должно соответственно снижать
долговечность конструктивных элементов. Деформационное старение при
водит к росту долговечности конструктивных элементов нефтегазового обо
рудования и трубопроводов, работающих при повышенных температурах и *
механохимической коррозии Ото объясняется тем, что фактические прочно
стные характеристики оказываются больше расчетных, определенных без
учета эффектов деформационного старения.
