Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова

(технический университет)

Кафедра ТХНГ

Курсовой проект

Тема: Деградационные процессы оборудования и материалов нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ

Санкт-Петербург

2010

Аннотация

Пояснительная записка представляет собой отчет о выполнении курсовой работы по дисциплине «Диагностика газонефтепроводов и газонефтехранилищ».

В проекте проводится анализ современных приборов и методов диагностики подводных магистральных газопроводов.

Данная пояснительная записка содержит 38 страниц, 14 рисунков и 9 таблиц.

Summary

The explanatory note represents the report on term paper fulfillment on discipline «Diagnostics of oil and gas pipelines and oil storages».

In the project decided analysis of contemporary devices and methods of diagnostics offshore main gas pipelines.

Pages 38, images 14, tables 9.

Введение

Коррозия (от лат. corrosio - разъедание) представляет собой самопроизвольный процесс разрушения твердых тел, вызванный химическими и электрохимическими процессами взаимодействия их поверхностей с окружающей средой. Особенный ущерб приносит коррозия черных металлов, являющихся основой мирового фонда металлоконструкций. При этом распространенным видом коррозии, называемым в обиходе ржавлением, является процесс ступенчатого электрохимического превращения элементов железа Fe в трехвалентный ион Fe³⁺ с последующей трансформацией в гидратированный оксид трехвалентного железа Fe₂О₃s * n(H₂0) - первоосновное вещество, которое и представляет собой продукт коррозии. Как видно, явление коррозии можно рассматривать как способность металлов возвращаться к своему естественному состоянию, т.е. переходить в соединения, подобные рудам этих металлов.

Исследователи считают, что около 70 % черных металлов, произведенных человечеством за многовековую историю, исчезло из обращения по причине коррозии, превратившись в рыжеватый порошок, обладающий автокаталическим свойством ускорения коррозионного разрушения. Иначе говоря, процессы коррозии сопровождаются разъеданием металлоконструкций, снижением их несущей способности, потерей прочности и, в конечном итоге, разрушением.

Сказанное в полной мере относится к магистральным газопроводам подземного заложения. Несмотря на комплексную защиту от коррозии, включающую пассивную защиту противокоррозионными покрытиями и активную электрохимическую защиту, они достаточно интенсивно подвержены различным коррозионным повреждениям.

Протяженность сети магистральных трубопроводов в России составляет 207 тыс. км. К настоящему времени более 30 % газопроводов и 45 % нефтепроводов эксплуатируются свыше 20 лет, а 14 % газопроводов, 25 % нефтепроводов и 34 % продуктопроводов выработали свой нормативный ресурс, принятый равным 33 года. Кроме того, следует отметить, что 3 % трубопроводов служат уже более 40 лет, а отдельные объекты находятся в работе 50 и более лет [1]. Этот опыт эксплуатации свидетельствует о том, что возможно как досрочное исчерпание проектного ресурса, проявляющееся в аварийном разрушении труб, так и безаварийная работа объектов по истечении установленных проектом сроков эксплуатации. Иначе говоря, если исходить из того, что ресурс объекта - это продолжительность эксплуатации до достижения предельного состояния, выражающегося в разрушении трубы, то становится очевидным, что проектный ресурс неадекватно отражает оптимальный срок реальной работы газопроводных конструкций. Исходя из этого, концепция прогнозирования работоспособности и остаточного ресурса магистральных трубопроводов должна базироваться на информации о режимах нагружения объекта, его техническом состоянии и динамике изменения этого состояния, с учетом истории предыдущей эксплуатации [2].

Основной причиной отказов трубопроводов являются всевозможные дефекты, в том числе коррозионные, наличие и темпы, развития которых как раз и определяют текущую работоспособность действующих трубопроводов. Современные «интеллектуальные» снаряды внутритрубной диагностики позволяют с высокой достоверностью выявлять зарождение и идентифицировать состояние разнообразных дефектов, включая коррозионные, определять их ориентировочные размеры и местоположение в трубопроводе. Количество выявляемых дефектов и возрастание объемов внутритрубной дефектоскопии делают весьма важной проблему оценки степени опасности зафиксированных дефектов. В настоящее время действует ряд норм для оценки степени опасности обнаруживаемых дефектов. Наряду с этим, в отношении самого массового типа дефектов - коррозионных повреждений стенки труб, составляющих более 70 % в общем массиве выявляемых дефектов [3], многими специалистами отмечается недостаточная научная обоснованность расчетных и исследовательских методик, не всегда учитывающих совокупность современных теоретических и экспериментальных представлений о динамике коррозионного дефектообразования. Некоторые аспекты совершенствования этих методик рассмотрены в настоящей работе.

1. Стендовые испытания бездефектных труб

При одноосном растяжении (сжатии) металлической конструкции ее разрушение происходит при достижении напряжениями предела прочности материала (у_в).

Эксплуатирующиеся газопроводные трубы находятся в условиях объемного напряженного состояния, составляющими компонентами которого являются кольцевые (у_кц), продольные (у_пр) и радиальные (у_г) напряжения, схема распределения которых показана на рис.1.

Функциональные зависимости для вышеназванных напряжений имеют вид:

(1)

Степень опасности такого напряженного состояния оценивается величиной интенсивности напряжений (у_i), определяемой по одной из существующих теорий прочности.

Специфической особенностью магистральных газопроводов является незначительная величина радиальных напряжений у_г по сравнению с другими компонентами сложного напряженного состояния. Исходя из установленных норм на проектирование [4], доля радиальных напряжений у_г в стенках газопроводных труб не превышает 4 % от уровня кольцевых напряжений у_кц. По этой причине радиальные напряжения ст_г не учитываются в инженерных расчетах магистральных газопроводов, то есть рассматривается не объемное, а плоское напряженное состояние в каждой точке трубопровода. Интенсивность напряжений у_i в этом случае, в соответствии с энергетической теорией прочности, вычисляется по формуле:

(2)

Рис. 1

Для достижения интенсивности напряжений, равной пределу прочности материала (у_i = у_в), компоненты напряженного состояния у_{кц и} у_пр в формуле (2) должны находиться в определенном соотношении, представленном в виде графика на рис. 2.

Анализ графика на рис. 2 показывает следующее:

- при действии сжимающих продольных напряжений (у_пр<0) компоненты плоского напряженного состояния (у _кц; у _пр) не могут превышать предела прочности материала у_в, т.е.

(3)

- при у_пр < 0 и достижении каким-либо из компонентов (у_кц; у_пр) величины у_в другой компонент должен быть равен нулю, т. е. плоское напряженное состояние в этом случае превращается в одноосное растяжение или сжатие:

 (4)

- при действии растягивающих продольных напряжений (у_пр>0) выполнение условия у_t =у_в возможно только в том случае, если компоненты у_кц; у_пр соответствуют пределу прочности материала (у_в) или один из них превышает данный параметр. При этом максимальное превышение составляет 15.4 % при значении другого компонента, равного 0.577а _в, т.е.

Рисунок 2 - График соотношения компонентов интенсивности напряжений, при которых она становится равной пределу прочности материала, и экспериментальные соотношения (показаны точками), наблюдавшиеся в процессе гидравлических испытаний газопроводных труб

Таблица 1 - Результаты гидравлических испытаний бездефектных труб

Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Давление разрушения, МПа	Кольцевые напряжения (уКЦ), МПа	Продольные напряжения (упр), МПа	Интенсивность напряжений (уi), МПа	Фактический предел прочности (уВ), МПа	уКЦ/ уВ	уПР/ уВ	уi/ уВ
820	10.0	15.9	636.0	318.0	550.8	617.9	1.029	0.515	0.891
820	10.0	15.4	616.0	308.0	533.5	612.9	1.005	0.503	0.870
1020	12.0	13.7	568.6	284.3	492.4	509.8	1.115	0.558	0.966
1020	12.0	13.7*	568.6	284.3	492.4	588.2	0.967	0.483	0.837
1020	10.6	10.8*	508.8	254.4	440.6	518.2	0.982	0.491	0.850
1020	10.6	12.7	598.3	299.2	518.1	521.6	1.147	0.574	0.993
1020	10.6	11.3*	532.4	266.2	461.1	521.0	1.022	0.511	0.885
1020	10.6	10.8*	508.8	254.4	440.6	518.1	0.982	0.491	0.850
1220	10.5	13.4	765.1	382.6	662.6	750.2	1.020	0.510	0.883
1220	10.5	12.9	736.5	368.3	637.8	715.9	1.029	0.514	0.891
1220	10.5	13.7	782.2	391.1	677.4	715.9	1.093	0.546	0.946
1220	10.5	12.7	725.1	362.6	627.9	617.8	1.174	0.587	1.016
1420	17.5	14.8	585.7	292.9	507.2	583.1	1.004	0.502	0.870

Наряду со сказанным, в расчетных зависимостях, используемых для оценки степени опасности дефектных труб, в качестве критерия предельного состояния принимается величина, которая, как правило, на 10-28 % меньше нормативного предела прочности металла.

С целью экспериментального обоснования критерия разрушения эксплуатирующихся газопроводных труб был проведен анализ результатов стендовых испытаний, выполненных в различные периоды времени отечественными и зарубежными учеными. Результаты испытаний обобщены в таблице 1.

Проведенные испытания показали следующее. Напряженное состояние всех газопроводных труб определялось внутренним давлением, т. е. плоское напряженное состояние во всех случаях было представлено кольцевыми и продольными растягивающими напряжениями. Уровень интенсивности напряжений а; в стенках труб составлял 0.837- 1.016 от предела прочности металла а _в. Аналогичное соотношение компонентов двухосного напряженного состояния находились в интервалах: 0.967-1.174 - для кольцевых напряжений; 0.483-0.587 - для продольных напряжений, рис. 3.2. Следует отметить, что у всех разрушенных объектов кольцевые напряжения превысили предел прочности металла, а значения, не достигшие предела прочности, соответствовали трубным плетям, которые не были доведены до разрушения.

Таким образом, анализ расчетной зависимости (4) и проведенные испытания полноразмерных газопроводных труб показали, что при оценке степени опасности их напряженного состояния необходимо анализировать все три параметра: интенсивность напряжений а„ кольцевые напряжения а_кц, продольные напряжения о_пр. При этом критерием предельного состояния является достижение предела прочности а„ одним из рассматриваемых параметров. В частности, на прямолинейных участках, имеющих возможность компенсации температурных деформаций, критерием предельного состояния является достижение предела прочности металла кольцевыми напряжениями от внутреннего давления.

2. Стендовые испытания газопроводных труб с коррозионными дефектами

Стендовые испытания эксплуатировавшихся газопроводных труб с коррозионными дефектами выполнялись с целью оценки их остаточной прочности. К настоящему времени испытано восемь трубных плетей. Их основные характеристики представлены в таблице 3.

Таблица 2 - Результаты деформирования трубы в поперечном направлении от воздействия внутреннего давления

№ п/п	Место установки тензометра	Приращение показаний тензометра, делений, при изменении давления, МПА	Средняя деформация при изменении давления на 1 МПа
		1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	делений тензометра	Относительная, % х102
	трубная плеть №	5
1	обширная коррозионная
	зона глубиной до 4.4 мм	32	29	28	22	24	27	6.75
2	короткий дефект глуби-
	ной до 4 мм	14	13	13	10	12	12.4	ЗЛО
3	обширная коррозионная
	зона глубиной до 4.1 мм	27	20	17	15	15	18.8	4.7
4	короткий дефект глуби-
	ной до 5.2 мм	14	6	8	8	11	9.4	2.35
5	короткий дефект глуби-
	ной до 4.5 мм	20	16	17	13	12	14.4	3.6
6	протяженный дефект
	глубиной до 3.5 мм	12	9	10	7	9	9.4	2.35
	трубная плеть №	6
7	обширная коррозионная
	зона глубиной до 1.0 мм	17	18	14	13	10	14.4	3.6
8	обширная коррозионная
	зона глубиной до 3.0 мм	29	26	18	17	13	20.6	5.15
9	обширная коррозионная
	зона глубиной до 2.5 мм	28	22	16	5	22	18.6	4.65
10	неповрежденная труба	9	14	11	10	10	10.4	2.60

Примечания. База тензометра - 400 мм; расчетная деформация бездефектной трубы при изменении давления на 1 МПа составляет 2,25 * 10^-2 %.

Таблица 3 - Основные сведения об объектах испытаний

Параметр	Номер трубной плети
	1	2	3	4	5	6	7	8
Наружный диаметр, мм	1220	1220	1220	1220	1020	1020	1220	1220
Номинальная толщина стенки трубы,мм	12,0	14,5	12,0	12,0	9,0	9,0	10,5	12,5
Марка стали	17Г1С	17Г1С	17Г1С	17Г1СУ	17Г1С тер-моуп-рочненная	17Г1С тер-моуп-рочненная	17Г1СФ тер-моуп-рочненная	17Г1С
Срок эксплуатации до вырезки, годы	13	13	17	6	18	18	23	30
Характеристика дефектности	32 коррозион-ные зоны, максимальная зона 1000 х 520 х 2,8 мм	11 коррозион-ных зон со средней глубиной коррозионных дефектов 2,0 мм (максимальная глубина 3,5 мм)	Общая равномерная коррозия глубиной до 0,5 мм	7 коррозион-ных зон, 28 дефектов глубиной 0,8х4,4 мм	30 коррозион-ных зон. Максимальня глубина коррозионных дефектов 4,4 мм	4 коррозион-ных зон. Максимальня глубина коррозионных дефектов 3,0 мм	Коррозион-ные каверны, максимальный диаметр 6 мм, глубина до 2,5 мм	Полоса язвенной коррозии 1160 х (15х40) х 2 мм
Поверхность трубной плети, пораженной коррозией	м2	3,1	2,2	40,3	1,4	1,8	1,3	0,0028	0,03
	%	4,0	4,8	100	1,5	2,5	2,8	0,001	0,06

Предваряя анализ полученных результатов, следует отметить, что коррозионные дефекты имелись только в местах сквозных или закрытых повреждений изоляционного покрытия на наружной поверхности труб и отсутствовали на их внутренней поверхности. При этом очевидно, что локальное уменьшение толщины стенки трубы обусловливает локальный рост напряженно-деформированного состояния и снижение прочности трубы. Наглядно это иллюстрируется при сопоставлении деформирования бездефектной и дефектной зон в ходе испытаний трубных плетей № 5 и 6. Результаты измерений представлены в таблице 2.

Следует отметить, что на первой ступени нагружения труб внутренним давлением (0 - 1 МПа) практически у всех тензометров наблюдались аномальные показания, обусловленные,

вероятнее всего, технологии монтажа и настройки установленных измерительных средств. По этой причине, при оценке полученных результатов, эти данные не принимались во внимание и в таблице 2 не приведены.

Из таблицы 2 видно, что фактическая деформация трубы в неповрежденной зоне сопоставима с расчетным значением, вычисленным в соответствии с обобщенным законом Гука для плоского напряженного состояния. То есть, полученные результаты достаточно достоверно отражают протекающие процессы.

Далее, возвращаясь к полученным результатам (см. таблицу 2), можно констатировать, что ряд тензометров (№№ 2; 4; 6), установленных, как правило, в зоне непротяженных дефектов, зафиксировали деформацию, сопоставимую с деформацией неповрежденной трубы. То есть такие дефекты не вызвали заметного снижения прочности.

Вместе с этим зоны обширных коррозионных дефектов (тензометры №№ 1; 3; 8; 9) деформировались в гораздо большей степени, чем бездефектная труба, то есть эти зоны имели более высокие напряжения. Как показало последующее нагру-жение, разрыв плети № 5 произошел в зоне установки тензометра № 1, где была зафиксирована наибольшая деформация, превысившая в 2.52 раза деформацию неповрежденной зоны. Что касается плети № 6, то в ходе испытаний на нее были нанесены искусственные дефекты, которые и явились очагом разрушения.

Реальная интегральная оценка прочности дефектной трубы определялась по величине разрушающего давления, получаемого на заключительных этапах испытаний трубных плетей №№ 2; 3; 4; 6; 7; 8.

Результаты испытаний и расчетов рассматриваемых плетей труб представлены в таблице 3.4.

Из таблицы 3.4 видно, что 6 испытанных плетей (№№ 1; 2; 4; 5; 6; 7) имели коррозионные дефекты, глубина которых превышала допустимую расчетную величину по действующим нормативным документам. Наличие таких повреждений в соответствии с указанными документами требует либо их устранения, либо снижения рабочего давления в трубе до безопасной величины (на 4.3-30 % от проектного давления, таблица 4).

Наряду с этим, сопоставление реального и принимаемого при проектировании коэффициентов запаса прочности, графическое представление которых дано на рис. 3 и 4, показывает, что только в одном случае (плеть № 5) не обеспечивается нормируемая надежность трубы. Для других плетей реальный запас прочности по сравнению с проектным, исключая объект № 1, где труба была доведена только до текучести

Таблица 4 - Результаты испытаний и расчета трубных плетей с коррозионными повреждениями

Параметр	Номер трубной плети
	1	2	3	4	5	6	7	8
Диаметр и номинальная толщина стенки трубы, мм	1220	1220	1220	1220	1020	1020	122	1220
Марка стали	х12.0	Х14.5	Х12.0	Х12.0	*9.0	х9.0	хЮ.5	Х12.5
	17Г1С	17Г1С	17Г1С	17Г1СУ	17Г1С	17ПС	17Г2СФ	17ГС
					термо-	термо-	термоуп-
					упроч-	упроч-	рочнен-
Нормативные механические характеристики стали,					неная	ненная	ная
МПа
Предел прочности, стнв	520	520	520	520	600	600	520	520
Предел текучести, стнт	360	360	360	360	420	420	380	350
Коррозионный дефект
Осевая протяженность, мм	300	430	Вся поверх-	250	220	155	6	350
			ность трубы
Максимальная глубина дефекта
мм	2.8	3.5	0.5	4.4	4.4	3.0	2.5	2.0
%	23.3	24.1	4.2	36.7	48.9	33.3	23.8	16.0
Допустимая глубина дефекта по [44;95;105], %	21.2	21.7	6.7	21.2	28.1	28.1	14.6	22.2
Давление разрыва плети, МПа	9.2*	12.0	9.8	11.0	8.0	10.5	11.3	11.0
Коэффициент проектного запаса прочности, Кпр	1.8	2.15	1.8	1.8	1.71	1.71	1.8	1.8
Коэффициент проектного запаса по пределу текуче-
сти, Ктпр	1.05	1.26	1.05	1.05	1.0	1.0	1.05	1.05
Реальный коэффициент запаса прочности, Кд	1.48**	2.22	1.81	2.04	1.48	1.94	2.09	2.04
Кд / Кпр	1.41	1.03	1.006	1.13	0.87	1.13	1.16	1.13
Допускаемое рабочее давление по [44;95], МПа	5.17	5.15	5.4	4.27	3.78	4.94	4.81	5.4
Допускаемое рабочее давление по результатам испы-
таний, МПа	>5.11	5.6	5.4	6.1	4.68	6.1	6.3	6.1



Рисунок 3 - Величина коэффициента запаса прочности испытанных плетей (Трубная плеть № 1 доведена до состояния текучести металла) металла, составляет 0.6-16 %, рис. 3, т.е. закладываемый при проектировании уровень надежности обеспечивается даже там, где по действующим Рекомендациям [2] требуется ремонт дефектов либо снижение рабочего давления в трубопроводе (плети №№ 2; 4; 6; 7).

Темный столбик - проектный; светлый столбик - реальный

Рисунок 4 - Отношение коэффициентов запаса реальной (Кд) и проектной (К_пр) прочности для испытанных плетей труб

Далее следует отметить, что при невозможности удаления или осуществления ремонта дефектов, имеющихся на трубной плети № 5, согласно Рекомендациям [2] необходимо снижение рабочего давления до величины 3.78 МПа, что составляет 70 % от проектного давления. Между тем, результаты гидравлических испытаний показали, что нормируемый при проектировании коэффициент запаса прочности будет обеспечен при рабочем давлении, равном р = 8/1.71 = 4.68 МПа (86.7 % от проектного давления), т.е. на 23.8 % больше величины, регламентируемой Рекомендациями [2].

Таким образом, в результате проведенных испытаний установлено:

* трубы, коррозионные повреждения которых превышают пределы допустимости по действующим нормативным документам, вполне могут иметь необходимый запас эксплуатационной надежности и обеспечивать требуемую безопасность при дальнейшей работе; это означает, что принятию решения об отбраковке коррозионно-поврежденных труб должен предшествовать этап эмпирико-аналитической оценки опасности коррозионных дефектов;

* наличие резерва прочности указывает на возможность корректировки методов расчета, используемых в действующих нормативных документах для оценки степени опасности коррозионных повреждений, с целью повышения достоверности прогнозных результатов;

* повышение достоверности прогнозных расчетов позволяет сократить объемы ремонта дефектов без снижения эксплуатационной надежности магистрального газопровода, закладываемой при проектировании, и способствует оперативному устранению дефектов, представляющих реальную опасность при дальнейшей работе.

3. Освидетельствование коррозионных дефектов

Одним из факторов, обусловливающих некоторую консервативность результатов оценки прочности газопроводных труб с коррозионными повреждениями, является приближенный учет потерь металла в расчетном сечении стенки трубы. Очевидно, что этот показатель определяется профилем дефектной области, который, как правило, имеет достаточно сложное очертание и требует значительных затрат времени для его фиксации. Многочисленность коррозионных дефектов, выявляемых на линейной части МГ, и ограниченность времени для их освидетельствования в условиях эксплуатации объекта

привели к тому, что в настоящее время регистрируются только основные геометрические параметры дефектов: длина (L), ширина (L_OKp), максимальная глубина (h_max). В прогнозных расчетах остаточного ресурса таких дефектных элементов используются различные теоретические профили дефектов: прямоугольный, треугольный, параболический, эллипсный, круговой. При этом за высоту теоретического профиля принимается максимальная глубина повреждения и считается, что эта величина расположена в его центре. Чем точнее теоретическая зависимость учитывает потери металла в расчетном сечении стенки трубы, тем доверительнее становится и прогноз. С целью оценки степени соответствия используемых теоретических зависимостей фактическим данным было выполнено детальное освидетельствование 100 коррозионных дефектов различной протяженности (от 3 до 1000 мм) и глубины (от 1 до 7 мм), обнаруженных на линейной части эксплуатирующегося магистрального газопровода.

При освидетельствовании коррозионных дефектов помимо линейки с ценой деления 1 мм и ультразвукового толщиномера УТ - 93П использовали индикаторное приспособление для контроля глубины дефектов, принципиальное устройство которого показано на рис. 5.

Измерение профиля дефектов выполняли с интервалом 1- 5 мм - при длине дефекта до 50 мм, с интервалом 5 мм - при длине дефекта от 50 до 500 мм, с интервалом 10 мм -при длине дефекта более 500 мм.

По экспериментальным данным строится фактический профиль дефекта (рис. 6) и определяется площадь потерь металла (А) и коэффициент уменьшения осевого сечения (К_факт)- Для определения этих параметров используются следующие зависимости:

(8)

где lj - расстояние до точки контроля от начала дефекта; hj - текущая глубина дефекта в j - той точке контроля; n_деф - число точек контроля глубины дефекта в его осевом сечении;

(9)

где А₀- первоначальная площадь осевого сечения стенки трубы, определяемая по формуле

(10)

где L - протяженность дефекта в осевом направлении; h_max максимальная глубина дефекта.



Рисунок 5 - Приспособление для контроля глубины коррозионных повреждений: 1 - основание приспособления; 2 - державка - противовес; 3 - втулка для установки измерительного устройства; 4 - индикатор часового типа; 5 - игольчатый наконечник; 6 - винт для фиксации измерительного устройства

Рисунок 6 - Профиль коррозионного дефекта и варианты его аппроксимации в прогнозных расчетах: 1 - наружная поверхность трубы; 2 - измеренный профиль дефекта; 3-7 - теоретические профили дефекта; 3 - прямоугольный; 4 - треугольный; 5 - параболический; 6 - эллипсный; 7 - круговой

По фактическим значениям величин L и h_max каждого из дефекта его профиль представлялся пятью различными очертаниями: прямоугольный, треугольный, параболический, эллипсный, круговой. Для каждого теоретического профиля вычисляется коэффициент уменьшения «живого» сечения К, который затем сопоставляется с соответствующим фактическим значением К_факг. Совокупность аналитических выражений, использованных для этих расчетов, представлена в таблице 5. Следует отметить, что при представлении профиля дефекта в виде части окружности, коэффициент зависит от величин зафиксированных параметров L и Ь^, т. е. его значение будет меняться у каждого из дефектов. В то же время, если профиль дефекта описывается другими фигурами (прямоугольник, треугольник, парабола, эллипс), то значения коэффициента К_теор всегда остаются постоянными, т. е. не зависит от сочетания параметров L и h_max. Результаты освидетельствования дефектов и выполненных расчетов сведены в таблицу 6, на рис. 7 и 8 дано графическое представление фактических и теоретических профилей шести дефектов различной протяженности и глубины, а на рис. 9 - достоверность оценки потери металла при различных вариантах представления профилей освидетельствованных дефектов.

Полученные данные позволяют констатировать следующее:

- с ростом осевой длины дефекта уменьшается доля коррозионных потерь металла в осевом сечении стенки трубы. У обследованных дефектов при увеличении их длины с 3 до 1000 мм коэффициент К_факт снизился с 0,9 до 0,48;

- практически все рассмотренные профили дефектов (треугольный, параболический, эллипсный, кпуговой) недооценивают потери металла у непротяженных повреждений, что может привести к заниженной оценке степени опасности фактического дефектного элемента. Это возможно у дефектов длиной менее 80 мм при эллипсном представлении его профиля, у дефектов длиной менее 145 мм при представлении профиля дефекта в виде параболы или части окружности и у дефектов длиной менее 500 мм при треугольном представлении профиля;

- наибольшим несоответствием при учете фактических потерь металла обладает прямоугольный профиль дефекта. Во всех рассмотренных случаях отмечены завышенные расчетные данные, особенно заметно проявляющееся с ростом длины дефекта, например, у дефектов длиной до 80 мм на 11-25 %, у дефектов длиной 80-180 мм на 25-50 %, у дефектов длиной 180(500 мм на 50-90 %, у дефектов длиной свыше 500 мм - более чем на 90 %;

- каждый из рассмотренных теоретических профилей имеет узколокальный диапазон длин, при которых наблюдается наибольшее соответствие экспериментальным данным. Для прямоугольного профиля это дефекты длиной 0-80 мм, для эллипсного профиля - длиной 60- 230 мм, для параболического профиля и кругового - длиной 130-500 мм, для треугольного профиля - длиной более 500 мм;

Таблица 5 - Аналитические зависимости, используемые при построении и анализе теоретических профилей дефекта

Таблица 5 - Натурные и расчетные параметры освидетельствованных коррозионных дефектов

Номер дефекта	L, мм	hмах, мм	КФАКТ	Ктеор (профиль по окружности)	Номер дефекта	L, мм	hмах, мм	Кфакт	Ктеор (профиль по окружности)
1	3	3	0,90	-	31	110	1	0,75	0,6667
2	4	2	0,92	0,7850	32	115	2	0,73	0,6668
3	5	3	0,90	-	33	120	1,5	0,72	0,6667
4	6	4	0,88	-	34	125	2,2	0,71	0,6668
5	15	3	0,86	0,6870	35	125	4,2	0,69	0,6672
6	20	4,3	0,84	0,6900	36	130	2,8	0,70	0,6669
7	22	4	0,82	0,6837	37	135	3,1	0,70	0,6669
8	25	3	0,83	0,6742	38	135	2,2	0,69	0,6668
9	30	2,5	0,80	0,6703	39	140	3,6	0,70	0,6670
10	40	7	0,80	0,6825	40	145	5,8	0,67	0,6675
11	52	4	0,85	0,6698	41	150	7,2	0,67	0,6679
12	54	2	0,81	0,6674	42	155	3	0,67	0,6669
13	60	3	0,82	0,6680	43	160	3,5	0,65	0,6669
14	65	1,5	0,80	0,6669	44	165	2,5	0,65	0,6668
15	70	1	0,80	0,6668	45	170	2	0,65	0,6667
16	75	4	0,78	0,6682	46	170	3,1	0,66	0,6668
17	78	3	0,80	0,6674	47	180	2,2	0,67	0,6667
18	80	2	0,80	0,6670	48	185	1	0,64	0,6667
19	80	3,2	0,79	0,6675	49	190	3,6	0,65	0,6669
20	85	3	0,77	0,6673	50	200	4,5	0,63	0,6669
21	88	2,4	0,76	0,6671	51	210	2,8	0,63	0,6668
22	90	3,5	0,76	0,6675	52	215	4	0,63	0,6669
23	90	2	0,74	0,6669	53	215	1	0,60	0,6667
24	95	4	0,75	0,6667	54	220	3	0,61	0,6668
25	98	2,2	0,76	0,6669	55	220	1,8	0,63	0,6667
26	100	3	0,74	0,6671	56	240	2	0,60	0,6667
27	100	5	0,77	0,6680	57	250	3,4	0,58	0,6668
28	105	3,8	0,74	0,6674	58	250	4,1	0,60	0,6668
29	105	2,5	0,71	0,6670	59	260	3	0,60	0,6667
30	105	4,2	0,76	0,6675	60	270	1,8	0,59	0,6667
61	270	2	0,58	0,6667	81	500	2,6	0,52	0,6667
62	270	3,1	0,60	0,6667	82	600	1,8	0,50	0,6667
63	300	2,6	0,60	0,6667	83	600	3,4	0,52	0,6667
64	300	3,4	0,57	0,6667	84	650	2,2	0,51	0,6667
65	320	1,6	0,57	0,6667	85	680	3	0,51	0,6667
66	330	2,8	0,57	0,6667	86	700	2,4	0,52	0,6667
67	330	4	0,55	0,6667	87	700	2	0,50	0,6667
68	350	2	0,54	0,6667	88	700	3,6	0,51	0,6667
69	350	2,5	0,55	0,6667	89	750	2	0,50	0,6667
70	360	4	0,55	0,6667	90	800	5	0,50	0,6667
71	380	2	0,54	0,6667	91	800	4	0,51	0,6667
72	380	3,3	0,55	0,6667	92	850	3	0,52	0,6667
73	400	6	0,55	0,6668	93	880	2,5	0,51	0,6667
74	420	2,6	0,54	0,6667	94	880	3	0,51	0,6667
75	420	1,5	0,53	0,6667	95	900	4	0,49	0,6667
76	450	3,1	0,54	0,6667	96	900	3,5	0,50	0,6667
77	450	2,2	0,53	0,6667	97	950	2	0,49	0,6667
78	480	3,1	0,53	0,6667	98	950	4	0,50	0,6667
79	500	2	0,51	0,6667	99	1000	3,5	0,48	0,6667
80	500	3,2	0,50	0,6667	100	1000	3,8	0,49	0,6667

Примечание. Значения теоретического коэффициента К_теор имеют для каждого из дефектов следующие значения: 1,0 - при прямоугольном профиле; 0,5 - при треугольном профиле; 0,6667 - при параболическом профиле; 0,785 - при эллипсном профиле.

- при осевой длине дефекта более 50 мм практически исчезают различия между профилем в виде параболы и части окружности.

Исходя из вышеизложенного, представляется целесообразным получение эмпирического выражения К_факт= f(L), позволяющего вычислять коэффициент уменьшения осевого сечения стенки трубы коррозионным дефектом в зависимости от его протяженности. Для сглаживания фактических данных (см. табл. 6) и вывода эмпирических формул использовался метод наименьших квадратов [5], основанный на следующем критерии выравнивания результатов наблюдений:

(11)

где К_фактi - значение коэффициента К_фактi, вычисленное по эмпирической зависимости.

Исходя из характера распределения сглаживаемых эмпирических данных (см. рис. 3.10), в качестве аппроксимирующих функций использовались следующие зависимости:

* полином второй степени

(12)

* полином третьей степени

(13)

* степенная функция

(14)

* логарифмическая функция

(15)



Рисунок 7 - Профиль коррозионных дефектов и варианты их аппроксимации в прогнозных расчетах: а) - дефект длиной 20 мм; б) - дефект длиной 40 мм; в) - дефект длиной 100 мм; 1 - измеренный профиль дефекта; 2 - 6 - теоретические профили дефекта; 2 - прямоугольный; 3 - треугольный; 4 - параболический; 5 - эллипсный; 6 - круговой



Рисунок 8 - Профиль коррозионных дефектов и варианты их аппроксимации в прогнозных расчетах: а) - дефект длиной 200 мм; б) - дефект длиной 400 мм; в) - дефект длиной 800 мм; 1 - измеренный профиль дефекта; 2 - 6 - теоретические профили дефекта; 2 - прямоугольный; 3 - треугольный; 4 - параболический; 5 - эллипсный; 6 - круговой



Рисунок 9 - Сопоставление коэффициентов уменьшения осевого сечения коррозионного дефекта при различных вариантах представления его профиля: 1 - прямоугольный профиль; 3 - треугольный профиль; 4 - параболический профиль; 5 - эллипсный профиль; 6 - круговой профиль

газопроводный труба испытание дефект

Таблица 6 - Эмпирические зависимости для вычисления коэффициента уменьшения осевого сечения стенки трубы

Зависимость	Эмпирическое выражение	Достоверность аппроксимации (коэффициент корреляции)	Погрешность, %
			максимальная	средняя
Полином второй степени		0,9478	14,2	3,7
Полином третьей степени		0,9843	5,4	1,8
Степенная		0,8792	26,2	5,1
Логарифмическая		0,9023	15,2	4,4

Результата обработки эмпирических данных сведены в таблице 7 и показаны на рис. 10 и 11. Эти результаты показывают, что с наибольшей достоверностью, приемлемой для практических расчетов, полученные закономерности описываются полиномом третьей степени.

Таким образом, проведенные исследования параметров коррозионных дефектов показали, что ни один из теоретических профилей не является универсальным. Каждый из них удовлетворительно описывает фактические потери металла в ограниченном интервале длин. Однако с достаточной степенью достоверности оценка степени опасности коррозионных дефектов может быть получена при использовании эмпирической зависимости вида:

(16)

Рисунок 10 - Фактические значениия коэффициентов уменьшения осевого освидетельствованных дефектов и их аппроксимирующая зависимость: а) - полином второй степени; б) - полином третьей степени



Рисунок 11 - Фактические значения коэффициентов уменьшения осевого освидетельствованных дефектов и их аппроксимирующая зависимость: а) - степенная; б) - логарифмическая

4. Влияние ширины дефекта на уровень напряжений, возникающих в дефектной зоне

Каждый коррозионный дефект характеризуется тремя геометрическими размерами: глубиной (h_MAX), протяженностью в осевом (L) и окружном (L_OKР) направлениях. Однако при оценке степени опасности коррозионных повреждений сложилась практика учета только двух параметров: h_max и L. Нами исследована правомерность такого подхода численным методом. Изучалось влияние ширины дефекта L_OKР на уровень напряжений, возникающих в дефектной зоне трубы. Для этого, при помощи метода конечных элементов, реализованном в программном комплексе COSMOS/M, была выполнена серия расчетов по определению напряженно-деформированного состояния в стенке трубы с дефектом различной протяженности L_OKР.

4.1 Расчетная схема

При анализе напряжений в дефектной зоне рассматривалась четверть трубы с искусственно размещенным в ее середине дефектом (рис.12).

В ходе расчетов принималось, что напряженно-деформированное состояние в зоне дефекта не зависит от его местоположения, а напряженно-деформированное состояние остальной части трубы соответствует напряженно-деформированному состоянию трубы без дефектов.

Сделанные допущения позволили создать достаточно простую расчетную схему метода конечных элементов для вычисления величины напряжений и коэффициента их концентрации ц₂ в зоне дефекта.



Рисунок 12 - Расчетная схема трубы с дефектом

При разбивке моделируемого фрагмента трубы с дефектом на конечные элементы их число всегда оставалось постоянным и топология разбивки не менялась. По толщине трубы принималось три слоя конечных элементов, размер которых в кольцевом направлении соответствовал одному градусу.

В дополнение к вышеизложенному было принято, что жесткость трубы при наличии дефекта практически не изменяется, т. е. радиальные перемещения точек начала и конца дефекта, а также начала и конца элемента остаются такими же, как при деформации неповрежденной трубы. Таким образом, при реализации расчетной схемы в точках 1; 2; 3; 4 (см. рис.12) задавались фиксированные перемещения, вычисленные заранее для бездефектной трубы.

При проведении расчетов использовались следующие исходные данные:

* геометрические размеры трубопровода (наружный диаметр D_H, толщина стенки t);

* физико-механические характеристики материала трубы (модуль упругости, коэффициент Пуассона);

* внутреннее давление в трубопроводе Р;

* геометрические размеры дефекта (глубина h_МАКс, протяженность в окружном направлении L_OKР).

Анализируемыми выходными данными являлись массивы компонентов напряженно-деформированного состояния для каждого конечного элемента расчетной схемы, на основе которых строился профиль дефекта для недеформированного и деформированного состояний и эпюра напряжений в стенке трубы, на основе которой вычислялся коэффициент концентрации напряжений ш₂.

4.2 Реализованные варианты расчетов

В соответствии с принятой расчетной схемой для трубы наружным диаметром 1220 мм с толщиной стенки 12 мм, были выполнены и затем проанализированы следующие варианты:

* глубина дефекта h_max составляет 0,2; 0,4; 0,6 и 0,8 толщины стенки трубы, т. е. 2,4; 4,8; 7,2 и 9,6 мм соответственно;

* для каждой величины h_max дефект имеет протяженность L_ОКР, равную 1°; 5°; 10°; 20°; 40°; 60°; 80° периметра трубы;

* для каждого сочетания h_max и L_окр внутреннее давление варьируется от 1,0 до 6,0 МПа с интервалом 1,0 Мпа.

Таким образом, были реализованы и проанализированы 168 расчетных случаев.

Для того, чтобы имелась возможность использования получаемых значений ш₂ на других типоразмерах труб, протяженность дефекта оценивалось безразмерной величиной

.

4.3 Результаты расчетов и их анализ

Вследствие того, что в каждом из рассмотренных сочетаний ; при варьировании давления от 1,0 до 6,0 МПа практически не наблюдалось изменения величины коэффициента ш₂ (среднее отклонение максимального и минимального значений не превышало 1,1%), здесь приводятся только их средние значения для каждой пары исходных величин ;. Следует отметить, что величина ш₂ при протяженности дефекта по всему периметру трубы () определялась не численным расчетом, а соотношением кольцевых напряжений, возникающих в трубопроводе с толщиной стенки t и (t - h_max):

Результаты расчетов коэффициента концентрации напряжений приведены в таблице 8. Полученные данные показывают, что коэффициент концентрации напряжений ш₂ имеет вполне значимую величину, т. е. им не следует пренебрегать при оценке опасности коррозионных повреждений. Для удобства анализа результаты расчета представлены на рис.13 в графическом виде. Как видно из этих графиков, в зависимости от протяженности дефекта коэффициент ш₂ изменяется нелинейно, имея характерный максимум при .С увеличением глубины дефекта величина ш₂ и нелинейность ее изменения возрастают.

Таблица 7 - Величина коэффициента концентрации напряжений ш₂

Протяженность дефекта в окружном направлении, LOKP	Относительная глубина дефекта
Градусы	относительная	0,2	0,4	0,6	0,8
1 5 10 20 40 60 80 360	0,0028 0,0139 0,0278 0,0556 0,1111 0,1667 0,2222 1,0	1,0434 1,0684 1,2193 1,5646 1,4694 1,3855 1,3254 1,2500	1,0397 1,1590 1,6774 2,5486 2,1240 1,9185 1,7855 1,6667	1,0209 1,4301 3,0298 4,3440 3,2372 2,8971 2,6918 2,5	1,0467 3,4845 8,7984 8,0730 6,3002 5,7793 5,5484 5,0

При протяженности дефекта более 0,2222 (80°) коэффициент ш₂ практически не изменяется, принимая значение, соответствующее утончению стенки по всему периметру трубы. Кроме того, следует отметить, что с повышением протяженности дефекта наблюдается рост деформаций в дефектной зоне. Увеличение глубины дефекта способствует более раннему проявлению такого деформирования, как это видно из рис. 14.

Рисунок 13 - Изменение коэффициента концентрации напряжений ш₂ ^в зависимости от геометрических параметров

Таблица 8 - Зависимости для определения коэффициента концентрации напряжений ш₂

Рисунок 14 - Характер деформирования стенки трубы при наличии коррозионного дефекта (D_H = 1220 мм; t = 12 мм; (R = 0,86 мм): 1 - начальное положение; 2 - деформирование дефектной зоны при P= 6,0 МПа

Для получения аналитической зависимости используем метод наименьших квадратов. При этом, исходя из характера распределения опытных данных (см. рис.3.13), рассмотрим раздельно дефекты протяженностью и . Полученные зависимости :

на первом участке - линейная:

на втором участке - обратно пропорциональная

для значений , равных 0,2; 0,4; 0,6 и 0,8, сведены в таблице 9.

На следующем этапе исследований были получены выражения для вычисления коэффициентов а₀; а.; а₂; а₃ аппроксимирующих функций, представленных в таблице 9, в зависимости от величины:

(18)

(19)

(20)

(21)

Исходя из вышеизложенного, окончательная аналитическая зависимость имеет вид:



(22)

Сопоставление значений коэффициентов ш₂, полученных в ходе численного моделирования и вычисленных по зависимости (22), показывает, что их среднее отклонение составляет 6,3 %.

Наибольшая погрешность характерна для коротких глубоких дефектов при (10(). При длине дефектов (20() погрешность не превышает 4,9 %.

Таким образом зависимость (22) позволяет рассчитать численные значения коэффициентов концентрации напряжений ш₂, учитывающих влияние окружной протяженности коррозионных дефектов на уровень напряженного состояния трубной оболочки, что существенно повышает достоверность прогноза ее остаточного ресурса.

Заключение

На основе анализа существующих способов прогнозирования и поддержания остаточного ресурса газопроводных труб, поврежденных коррозией, показано, что нормативный подход к оценке их работоспособности не всегда продуктивен. Это объясняется тем, что газотранспортная система является категорией динамичной, что требует в каждом конкретном случае всестороннего обследования обнаруженных дефектов и проведения прочностных расчетов. Такой подход обеспечивает оптимизацию показателя долговечности трубных изделий, подверженных коррозии, с одновременной минимизацией объемов ремонтно-восстановительных работ в календарно-временном пространстве.

В зависимости от динамики развития обнаруженных дефектов ремонту подлежат только 312 из них (критические, опасные и потенциально опасные). При этом в оперативном порядке должны быть удалены или усилены 83 дефекта (критические и опасные дефекты), а 229 потенциально опасных дефектов могут быть отремонтированы в течение последующих 5 лет эксплуатации газопровода. Таким образом, общий объем подлежащих ремонту дефектов, по сравнению с объемом, определенном исходя из требований нормативно-технической документации, уменьшается на 817 дефектов, т. е. в 3,6 раза.

Затраты на ремонт одного дефекта установкой усиливающей муфты с композитным заполнением составляют 42,9 тысяч рублей (см. «Временные укрупненные нормы стоимости ремонта линейной части магистральных газопроводов», утвержденные членом Правления ОАО «Газпром» Б. В. Будзуляком 26.12.2000 г.), т. е. для осуществления необходимых ремонтных работ потребность в денежных средствах уменьшается более чем на 35 млн. рублей, что составит 215 тысяч рублей на 1 км линейной части газопровода [6].

Список использованной литературы

1. Беленький Д.М., Героев А.Е., Оганезов Л.Р. Повышение качества линейной части газопроводов // Нефтегазовые технологии. - 2000. - №4.

2. Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов. Р 51 - 31 323 949 - 42 - 99. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - 68 с.

3. Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени опасности. ВРД 39 - 1.10 - 032 - 2001. - М.: ВНИИГАЗ, 2001 - 26 с.

4. СНиП 2.05.06 - 85*. Магистральные трубопроводы // Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.

5. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. - М.: Наука, Главная редакция физико-математиеской литературы, 1981. - 720 с.

6. Бирилло И.Н., Яковлев А.Я., Быков И.Ю. Оценка прочностного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями/ Под общей редакцией докт. техн. наук, И.Ю. Быкова. - М.: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз. - 2008. - 168 с.

Размещено на Allbest.ru