лируемых параметров, например, химического состава металла, дислокационной структуры, остаточных (послесварочных) напряжений, интенсивности изменений рабочих давлений, видов дефектов и концентраторов напряжений. На различных участках трубопровода все эти факторы неодинаковы.
Во-вторых, в настоящее время нет нормативного документа, регламентирующего метод экспериментального определения коэффициента старения металла труб. Из известных экспериментальных методов можно отметить следующие:
метод, основанный на измерениях параметров кристаллической решетки металла труб;
метод, основанный на исследовании ударной вязкости металла труб и сварных швов;
метод, основанный на определении остаточного ресурса металла труб на С-образных образцах при циклическом нагружении.
Из перечисленных методов наиболее подходит последний. Он более прост и доступен, параметры образцов, нагружения, испытательного оборудования конкретизированы.
Допускается определение коэффициента старения по сле-
дующей упрощенной формуле: |
|
|
|
||
K |
c |
= (1 + 0,025Ñ |
Ò |
)0,5 , |
(5.88) |
|
|
ýêâ ý |
|
|
где Тэ – длительность эксплуатации участка нефтепровода, годы; Сэкв – углеродный эквивалент стали, %; определяется согласно СНиП 05.06–85 по следующей формуле:
Cýêâ =C + |
Mn |
+ |
Cr+Mo+(V+Ti+Nb) |
+ |
Cu+Ni |
+15B, |
(5.89) |
6 |
5 |
15 |
|
|
здесь С, Mn, Cr, Mo, V, Ti, Nb, Cu, Ni, B – процентное со-
держание в составе металла трубы соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, бора.
Для справки: по требованию этого же СНиП углеродный эквивалент трубных сталей магистральных трубопроводов не должен превышать значения 0,46 %. Поэтому за 40 лет эксплуатации магистрального нефтепровода коэффициент старения сталей может достигать максимального значения
Kñ = (1 + 0,025 0,46 40)0,5 = 1,21.
Это происходит при максимально интенсивной эксплуатации трубопровода (рабочее давление на уровне проектного значения, число перепадов давления не менее 360 в год) и макси-
234
мально допустимом количестве углерода и легирующих элементов в составе металла. При этом в год т еряет ся в среднем
0,5 % прочност и магист рального нефт епровода.
3. Степень опасности дефект ов можно определить с помощью коэффициента дефектности, fдеф, численно характеризующего степень ослабления трубопровода от наличия дефекта. Параметр fдеф главным образом зависит от вида и размеров дефекта. Кроме того, он в меньшей степени зависит от диаметра и толщины стенки трубы, механических характеристик металла трубы или сварного шва.
Для реальных дефектов трубопроводов не существуют универсальные расчетные формулы, позволяющие достаточно точно рассчитать параметр fдеф. Получение формулы для дефекта каждого типа является сложной, но практически важной задачей, которая может быть решена только методами механики разрушения.
При определении параметра fдеф необходимо иметь в виду следующие особенности.
Во-первых, при капитальном ремонте представляют опасность осевые напряжения в стенке трубы, а не кольцевые. Поэтому при оценке параметра fдеф следует рассматривать только те дефекты, которые образуют концентрацию осевых напряжений. Дефекты, создающие концентрацию кольцевых напряжений и не создающие концентрацию осевых напряжений, при капитальном ремонте не представляют опасности. Например, продольные царапины стенки трубы, наиболее опасные при нормальной эксплуатации трубопровода, не представляют опасности при капитальном ремонте.
Во-вторых, при капитальном ремонте трубопровода стенка трубы испытывает несколько раз перегрузки в осевом направлении. Количество перегрузок зависит от технологии ремонта, но составляет не более 5. Поэтому при оценке опасности дефекта в данном случае необходимо исходить из статического или квазистатического механизма разрушения.
В-третьих, ремонтные напряжения являются напряжениями изгиба, которые по сечению трубопровода распределяются неравномерно. Поэтому степень опасности дефекта зависит от того, в каком месте он расположен по окружности сечения. Например, если изгиб участка трубопровода происходит в вертикальной плоскости, а дефект стенки трубы находится на боковой поверхности, то он не представляет опасности при ремонте.
В-четвертых, опасность дефектов стенки трубы при ремонте определяется двумя механизмами выхода из строя тру-
235
бопровода: разрывом стенки и разгерметизацией трубы; потерей устойчивости сечения и образованием гофра.
Перечисленные выше особенности показывают, что определение параметра fдеф представляет очень непростую задачу, которую в условиях ремонта трубопровода решать практически невозможно. Необходим простой способ, позволяющий обеспечить необходимую безопасность ремонта трубопровода с учетом имеющихся дефектов. Рассмотрим приближенные методы расчета параметра fдеф и свойственные им положительные и отрицательные моменты.
Предлагается определить параметр fдеф как отношение
fдеф = pдеф/p0, |
(5.90) |
где pдеф – допустимое давление для трубы с данным дефектомтрубы; p.0 – проектное допустимое давление для бездефектной
Допустимое давление для бездефектной трубы определяется в соответствии со СНиП 2.05.06–85 по формуле:
|
2δRím |
, |
|
(5.91) |
|
p0 = n(D |
− 2δ)k k |
|
|||
|
|
1 |
|
|
|
í |
1 í |
|
|
|
|
где δ – толщина стенки бездефектной трубы; |
Rí |
– предел |
|||
|
|
|
|
1 |
|
прочности (нормативный); m – коэффициент условий рабо- |
ты трубопровода; k1 – коэффициент надежности по мате- |
||
риалу; kн – коэффициент надежности по назначению трубо- |
||
провода; Dн – наружный диаметр трубы (нормативный). |
||
Для магистральных нефтепроводов допускается принимать |
||
значения коэффициентов: k1 = 1,47; |
kн = 1,05; |
m – см. |
стр. 233. |
|
определя- |
Допустимое давление для дефектной трубы pдеф |
||
ется по специальной методике [51], |
исходя из результатов |
внутритрубной диагностики, и содержится в отчетах ЦТД «Диаскан». Допускается определение значения pдеф по другим апробированным и утвержденным методикам.
Недостатком данной методики является то, что она основывается на расчетах внутреннего давления, тогда как при ремонте трубопровода опасность представляют осевые напряжения.
Для оценки прочности дефектной трубы может быть ис-
пользовано выражение |
|
fдеф = δост/δ, |
(5.92) |
где δост – остаточная толщина стенки трубы на данном
236
дефекте; δ – номинальная толщина стенки бездефектной трубы.
Недостатком данного метода является то, что он не учитывает явления перераспределения напряжений в окрестности дефектов. Перераспределение напряжений может выражаться и в концентрации напряжений в окрестности дефектов, и в разгрузке нагруженности дефектной области. Для достаточно пластичных материалов, какими являются трубные стали, данный метод приемлем для дефектов коррозии и царапин. Для трещиноподобных дефектов (трещин, непроваров) рекомендуется ввести поправку на концентрацию напряжений следующим образом:
f |
= I |
δîñò |
, |
(5.92а) |
|
||||
äåô |
|
δ |
|
|
|
|
|
где I – коэффициент трещиностойкости трубной стали. Для трубных сталей, удовлетворяющих нормативным требованиям, коэффициент трещиностойкости I принимает значения порядка 0,7–0,9. Для более точного определения значения коэффициента трещиностойкости I необходимо провести испытания образцов по методике [70].
Совсем бездефектных трубопроводов нет. Даже если ликвидированы все обнаруженные дефекты, значение коэффициента дефектности fдеф следует принять не выше 0,9, потому что отклонение толщины стенки допускается на 10 % в сторону меньших значений.
Важно отметить, что результаты оценки параметра fдеф можно использовать только для назначения технологических параметров ремонта трубопровода, но нельзя использовать для назначения режимов эксплуатации дефектной трубы.
4. При определении допустимых напряжений важно знать, какие перегрузки испытывали трубы до настоящего момента, и за базу расчета принять максимальные напряжения, которые были созданы при перегрузках (испытаниях).
Во-первых, все трубы проходили заводские испытания внутренним давлением. При этом напряжения в стенке трубы достигали значения (0,9–1,05) нормативного предела текучести стали. Конкретное значение испытательных напряжений зависит от завода-изготовителя и от нормативных требований в год изготовления труб.
Во-вторых, был испытан трубопровод внутренним давлением. При этом испытательное давление составило (1,1– 1,25) проектного рабочего давления. Ремонт нефтепровода
237
следует рассматривать как элемент эксплуатации. Поэтому допустимые напряжения при ремонте должны быть также ниже испытательных в 1,1–1,25 раз.
Отсюда получаем следующее выражение для оценки допустимых напряжений в стенке трубопровода при ремонте:
σäîï = |
(0,9 ÷1,05) |
|
Kmfäåô |
σò =(0,72 |
÷0,95) |
Kmfäåô |
σò, |
(5.93) |
|
|
|
||||||
(1,1 ÷1,25) |
|
K |
|
K |
|
|||
|
|
|
c |
|
c |
|
где Km – коэффициент категории участка трубопровода; fдеф – коэффициент дефектности; Kс – коэффициент старения металла труб; σт – нормативный предел текучести стали.
5. Из общих принципов безопасности работ технических устройств следует требование, чтобы при любых работах, включая ремонт, запас прочности трубопровода по отношении к пределу прочности был не менее 2
σäîï ≤ 0,5σâ . |
(5.94) |
6. Допустимое напряжение должно быть ограничено как в области положительных знаков (растяжение), так и в области отрицательных знаков (сжатие). При сжимающих продольных напряжениях возможна потеря устойчивости путем гофрообразования. Как показано в работах ВНИИСПТнефть, при изгибе возможно гофрообразование в стенке трубы при напряжениях сжатия, превышающих 80 % предела текучести. Отсюда следует требование
σäîï ≤ 0,8σò . |
(5.95) |
Таким образом, допустимое напряжение должно удовлетворять требованиям (5.78)–(5.80).
Пример 5.2. Оценить допустимые напряжения для нефтепроводов «Дружба-1» и «Дружба-2», где использована сталь марок 14ГН, 14ХГС, 17Г1С и импортная сталь чешского производства, срок эксплуатации составляет 30 лет, коэффициент старения Kс – 1,13.
Для бездефектных участков трубопровода III и IV категории допустимое напряжение можно принять в пределах (0,56–0,75) нормативного предела текучести металла трубы. Это напряжение, кроме всего вышеизложенного, обеспечивает и достаточную сопротивляемость трубы против гофрообразования. Запас прочности по отношению к пределу прочности при таком выборе допустимых напряжений будет всегда не менее 2.
238
Таблица 5.4
Механические характеристики и допустимые напряжения для бездефектных участков магистральных нефтепроводов «Дружба»
Марка стали |
σт, |
σв, |
σдоп, МПа, для категорий |
Запас |
|||
МПа |
МПа |
|
|
|
прочности |
||
В |
I, II |
III, IV |
|||||
|
|
|
|
||||
17Г1С |
375 |
550 |
174 |
193 |
210 |
3,16 |
|
14ГН, |
350 |
540 |
163 |
180 |
196 |
3,31 |
|
14ХГС |
|
|
|
|
|
|
|
Импортная |
400 |
550 |
186 |
206 |
224 |
2,96 |
|
|
|
|
|
|
|
|
В табл. 5.4 приведены значения допустимого давления для бездефектных участков трубопровода. Для дефектосодержащих участков значения допустимого напряжения следует уменьшить путем умножения табличных значений на параметр fдеф.
Для упрощения расчетов можно принять одно значение допустимых напряжений для сталей всех марок и всех участков трубопровода (за исключением категории В). Например, σдоп = 180 МПа может быть принято в качестве такого параметра, удовлетворяющего установленным требованиям.
При ремонте опасных и более ответственных участков (задвижки, перемычки, переходы и др.) допустимое напряжение следует уменьшить на 20–50 % в зависимости от степени опасности участка и технологии ремонта.
5.6. ПОТОЧНЫЙ МЕХАНИЗИРОВАННЫЙ РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДА БЕЗ ПРИМЕНЕНИЯ ПОДЪЕМНЫХ МЕХАНИЗМОВ
В настоящее время капитальный ремонт магистральных нефтепроводов применяется широко и для этого разработан руководящий документ РД 39-00147105-015–98 [72]. Все технологии ремонта по замене изоляции в соответствии с этим документом можно изучить и усовершенствовать с помощью разработанной в настоящей работе расчетной методики. Однако здесь (в разделах 5.5 и 5.6) рассмотрим только два новых технологических метода ремонта, не включенные в указанный нормативный документ, но в некоторых случаях значительно упрощающие ремонт трубопроводов, не снижая при этом безопасности.
Рассмотрим поточный ремонт с заменой изоляции прямолинейного участка трубопровода без применения трубоукладчиков. Технологическая схемаремонтасоответствует рис. 5.24.
239
Рис. 5.24. Технологическая схема поточного механизированного ремонта трубопровода без применения трубоукладчиков:
1−5 − номера участков
Технология ремонта состоит из следующих основных этапов:
уточнение положения трубопровода и снятие плодородного слоя земли над трубопроводом (первый участок);
вскрытие трубопровода с разработкой боковых траншей ниже нижней образующей трубопровода (второй участок – «земляная тумба»);
разработка грунта под трубопроводом (подкоп под трубой с помощью подкапывающей машины на глубину h2 от нижней образующей трубы, третий участок);
очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия и очистка поверхности трубы с помощью очистной машины (третий участок);
нанесение нового изоляционного покрытия с помощью изолирующей машины (третий участок);
подсыпкагрунтаподтрубу и подбивка (четвертый участок); засыпка грунта в ремонтную траншею и рекультивация
земли (пятый участок).
Особенность данной технологии в том, что не используются трубоукладчики. За счет этого эффективность ремонта оказывается значительно выше по сравнению с обычной технологией ремонта.
Задача состоит в том, чтобы исследовать напряженнодеформированное состояние ремонтируемого участка трубопровода и определить безопасные технологические параметры ремонта:
240
длины характерных участков ремонта: L2, |
L3, L4; |
|||
осадка трубопровода в результате ремонта |
∆V; |
|
||
координаты расположения ремонтных машин: |
подкапы- |
|||
вающей xп, очистной xо, изолирующей xи. |
|
|
||
Расчетными исходными параметрами являются: |
|
|||
наружный диаметр трубопровода D; |
|
|
||
толщина стенки трубы |
δт, |
толщина изоляции |
δи; |
|
модуль упругости стали |
E |
= 206000 МПа; |
|
|
удельные веса стали γт, перекачиваемого продукта γн, изо- |
|
ляции γи, грунта γгр. |
|
коэффициент уплотнения грунта fρ; |
|
коэффициенты постели плотного и рыхлого грунтов С1 |
и |
С4;веса ремонтных машин: подкапывающей Rп, очистной |
|
Rо, изолирующей Rи; |
|
критическое смещение осыпания (обрушения) «земляной |
|
тумбы» ∆Vкр(2); |
Н1, |
высота грунта над трубой на всех участках ремонта |
Н2, Н5;
глубина подкопа под трубой h3.
Безопасность технологии ремонта определяется путем сопоставления ремонтных напряжений в стенке трубопровода в процессе ремонта и допустимых напряжений для труб данного трубопровода. При этом необходимо учитывать срок эксплуатации трубопровода (эффекты старения), уровень дефектности труб, наличие температурных и остаточных напряжений в стенке трубы, рабочие давления в трубопроводе в процессе ремонта.
Для решения данной задачи разработана соответствующая МКЭ-программа. Приведем некоторые результаты расчетов и их анализ.
Пример 5.3. На рис. 5.25 приведено напряженно-дефор- мированного состояние ремонтируемого участка трубопрово-
да |
при следующих |
исходных параметрах: |
D = 1220 мм; |
||||||||||||
δт |
= |
12,0 |
мм; |
Rп |
= |
|
53 |
кН |
(машина |
подкапывающая |
|||||
МПТ-1220); Rо = |
25 кН |
(машина очистная ОМГ-1220); Rи |
= |
||||||||||||
= |
15 |
кН (машина изоляционная ИМГ-1220); L2 |
= 10 м; L3 |
= |
|||||||||||
= |
20 м; L4 |
= |
25 м; С1 |
= |
10 МПа/ м; С4 = |
0,3 МПа/ м; H1 |
= |
||||||||
= |
1,0 м; H2 |
= |
0 м; H5 |
= |
1,2 м; h3 = 0,5 м; fρ = 0,5; ∆Vкр(2) |
= |
|||||||||
= |
–0,02 м; γт |
= |
77 |
000 |
H/ м3; |
γн |
= |
8770 |
H/ м3; γи |
= |
|||||
= 11 |
000 H/ м3; |
γгр = 20 000 |
H/ м3; xп = |
4 |
м; xо |
= 10 м; xи |
= |
||||||||
= |
16 |
м. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В данном примере наибольшее абсолютное значение нормального напряжения в стенке трубы равно 146 МПа; наи-
241
Рис. 5.25. Общий |
вид распределения нагрузки |
q (z ), вертикального смещения трубы V (z ), касательных напряжений |
τ(z ), |
нормальных напряжений σ(z ) |
в стенке трубопровода в процессе капитального ремонта |
242 |
|
|
большее касательное напряжение 7,06 МПа; наибольшая осадка трубы 22,2 см.
Графики (см. рис. 5.25) дают представление о напряженнодеформированном состоянии трубопровода в процессе ремонта. Например, видно, что при данной технологии ремонта наиболее напряженная область находится на границе перехода от «земляной тумбы» к ремонтному котловану. Видно также, что после завершения ремонтных работ трубопровод переходит в новое положение, которое ниже исходного. Но при этом все ремонтные напряжения исчезают (остаются только те напряжения, которые были до начала ремонтных работ).
На рис. 5.25 показано распределение нормальных ремонтных напряжений σ = σрем на нижней образующей трубопровода. Поскольку эти напряжения возникают от изгиба, на верхней образующей ремонтные напряжения принимают такие же значения по абсолютному значению, но с обратным знаком.
Если учитывать, что процесс ремонта ведется непрерывно с определенной скоростью vрем, то каждое сечение трубопровода испытает все значения ремонтных напряжений (см. рис. 5.25). Поэтому можно построить рис. 5.26, соответствующий распределению и динамике напряжений при ремонте трубопровода. Две кривые соответствуют состоянию верхней и нижней образующих трубопровода. Графики имеют одинаковый вид и в координатах z, и во времени t. При этом зависимость σрем(z) соответствует конкретному моменту времени, а зависимость σрем(t) − конкретному сечению трубопровода.
Рис. 5.26. Распределение напряжений на верхней 1 и нижней 2 образующих трубопровода и динамика ремонтных напряжений σрем (см. пример 5.3 и
рис. 5.25)
243