авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
-- [ Страница 1 ] --

МЕЖДУНАРОДНАЯ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ

ОСТАТОЧНЫЙ РЕСУРС И ПРОБЛЕМЫ МОДЕРНИЗАЦИИ

СИСТЕМ МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ

ТРУБОПРОВОДОВ

12-13 апреля 2011 Киев

ОРГКОМИТЕТ

Председатель

Л.М. Лобанов— академик НАН Украины

Члены Оргкомитета:

О.Д. Андреев — зам начальника Управления эксплуатации, диагностики коррозии

сооружений ГК «Укртрансгаз»

А.В. Бабаев — старший научный сотрудник ИЭС им. Е.О. Патона, к.т.н.

А.И. Бондаренко — старший научный сотрудник ИЭС им. Е.О. Патона, к.т.н.

В.М. Василюк — главный инженер ОАО «Укртранснефть»

А.А. Кайдалов — вице-президент Общества сварщиков Украины, д.т.н.

В.И. Киселев — директор ДП «Центр сертификации и контроля качества строительства объектов нефтегазового комплекса Украины»

Б.О. Клюк — замдиректора по научно-технической деятельности и перспективного развития ГК «Укртрансгаз»

И.В. Лохман — главный инженер ГК «Укртрансгаз»

Т.М. Луценко — зам председателя правления Ассоциации ОКО А.А. Рыбаков — завотделом ИЭС им. Е.О. Патона, к.т.н.

В.А. Троицкий — завотделом ИЭС им. Е.О. Патона, д.т.н.

П.М. Хомик — начальник Управления научно-технической политики НАК «Нафтогаз Украины»

ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА, ПОВРЕЖДЕННОГО СТРЕСС-КОРРОЗИЕЙ А.Я. Красовский*, И.В. Лохман**, И.В. Орыняк* * Институт проблем прочности им. Г.С. Писаренко НАН Украины ** ОАО «Укртрансгаз»

Выполнен анализ основных закономерностей, присущих стресс-коррозионным разрушениям магистральных трубопроводов. Изучены структура, механические свойства, ударная вязкость, трещиностойкость, коррозионная усталость и механизмы разрушения стали Х70 магистрального газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород» в трех состояниях: исходном («архивном») и после эксплуатации в течение 24 и 26 лет. Установлена эксплуатационная деградация стали, проявившаяся в существенном снижении характеристик ударной вязкости, трещиностойкости, сопротивления росту трещин коррозионной усталости. Выполнен анализ сопротивляемости трубных сталей зарождению и распространению трещин коррозионной усталости, сделаны выводы относительно способа оценки остаточного ресурса и путей предотвращения стресс-коррозионных разрушений магистральных трубопроводов.

Ключевые слова: магистральный трубопровод, остаточный ресурс, сталь, деградация, стресс коррозия, разрушение, трещина, коррозионная усталость.

На действующих магистральных трубопроводах (МТ) процесс коррозионного растрескивания под напряжением (или стресс-коррозия, СК) растянут во времени на десятки лет. Если раньше на старых трубопроводах стресс-коррозионные разрушения появлялись через 40 лет эксплуатации [1-7], то сейчас, с ростом прочности трубных сталей, внутреннего давления и диаметра труб, этот процесс «помолодел», вызывая разрушения после 20 и менее лет работы трубы. За это время процесс проходит следующие стадии. Зарождение колонии поверхностных микротрещин на микродефектах внешней поверхности трубы;

перерастание микротрещин в макротрещины длиной в несколько миллиметров;

объединение соседних трещин с образованием трещин волнистого типа длиной в десятки миллиметров;

формирование магистральной трещины и ее распространение до критического размера;

мгновенный катастрофический рост магистральной трещины и разрушение трубы.

Для этого типа разрушений характерны следующие основные признаки. Трещины появляются на внешней поверхности трубы в виде колонии параллельных мелких расслоений, которые расположены по нормали к действующему максимальному растягивающему напряжению (большей частью, ориентированы в осевом направлении). Трещины стресс-коррозии не обязательно связаны со сварным швом, но нередко наблюдалась концентрация таких трещин в окрестности сварного шва на расстояние до 250 мм от него.

Чаще всего, трещины СК возникают в нижней части трубы (положение часовой стрелки между 4-мя и 8-ю часами), причем они наблюдаются как на МТ, которые находятся под электрохимической защитой, так и на тех, которые не защищены ею. В зависимости от коррозионной активности грунтовой среды наблюдается два типа СК-разрушений МТ: классический механизм межкристаллитного разрушения, который сопровождается ветвлением трещины (грунты с повышенным показателем рН 8) и механизм транскристаллитного разрушения без ветвления трещины и с признаками водородного охрупчивания (грунты с нейтральными и кислотными показателями рН 8).

Одновременное действие трех факторов необходимо для того, чтобы процесс СК мог происходить: 1) наличие растягивающих напряжений достаточного уровня (в последнее время становится понятной также важность циклической составляющей этих напряжений);

2) наличие коррозионно-активной среды (по обыкновению, колонии СК трещин наблюдаются в зонах повреждения защитного покрытия трубы);

3) материал, структура которого неустойчива к сопротивлению стресс-коррозии (в частности, таким материалом являются трубные стали). Отсутствие любого из этих факторов делает невозможным процесс СК.

Закономерности распространения трещин в трубных сталях в зависимости от агрессивности грунтовой влаги схематично показаны на рис.1. Скорость роста трещин усталости (1) и коррозионной усталости (2) показана только средним участком кинетической диаграммы роста трещины. Характерными признаками механизма распространения разрушения в этих случаях является прямолинейная без разветвлений трещина и наличие на поверхности излома так называемых бороздок усталости – отпечатков положения фронта трещины на каждом цикле нагружения. Для трещин стресс-коррозионной усталости (3) характерны более высокие скорости распространения, поскольку в этом случае существенный прирост трещины за каждый цикл нагружения дает коррозионная среда. Именно механизм стресс-коррозионной усталости является основным при стресс-коррозионных разрушениях трубных сталей в рН нейтральной среде. В отличие от усталостного и коррозионно-усталостного разрушения данный механизм характерен образованием колоний или кластеров трещин, однако типичными для названных трех типов разрушения являются транскристаллитний механизм распространения трещин и их зарождение на концентраторах напряжений.

Рис. 1. Схематическое изображение зависимости для трубных сталей скорости распространения трещины, dl/dN, за цикл нагружения от размаха коэффициента интенсивности напряжений, K, для усталости (1), коррозионной усталости (2), стресс-коррозионной усталости (3) и коррозионного растрескивания под напряжением (4) по мере повышения коррозионной активности среды (1 4) [8].

Наконец, коррозионное растрескивание под напряжением (4) является результатом наличия агрессивной коррозионной среды и растягивающих напряжений достаточного уровня. Как было указано выше, принято различать два механизма этого типа разрушений в зависимости от уровня рН среды. При значительных рН (8) имеет место механизм локального нарушения в вершине трещины пассивационных пленок под действием местных пластических деформаций, что обеспечивает доступ коррозионной среды к структуре стали и, как следствие, прирост трещины. При нейтральных и низких значениях рН среды механизм водородного охрупчивания приводит к локальному сколу в вершине трещины по причине доступа в вершину водорода, который образуется в процессе химических реакций. В первом случае наблюдается межкристаллитний (по границам зерен) механизм разрушения, во втором – транскристаллитний (по телу зерна). В обоих случаях образуются колонии параллельных трещин, которые ориентированы по нормали к действующему растягивающему напряжению. Как будет показано ниже, и для этого механизма разрушений решающую роль играет циклическая составляющая напряжений.

В Украине случаи отказов магистральных трубопроводов по причине стресс-коррозии до недавнего времени не были зарегистрированы. Однако при расследовании причин аварии газопровода «Уренгой – Помары - Ужгород», происшедшей в 2003 г. вблизи Ставищенской компрессорной станции (КС), установлено, что разрушение произошло вследствие коррозионного растрескивания под напряжением (стресс-коррозии) металла трубы. Указанный газопровод диаметром 1420 мм построен в 1982-1983 г.г., введен в эксплуатацию в 1983 г. и рассчитан на проектное давление 7,4 МПа. По данным исследований Института электросварки им. Е.О. Патона НАНУ зародыш разрушения газопровода находился вблизи продольного шва трубы 1420х15,7 мм, изготовленной на Харцызском трубном заводе из листовой стали Х70 импортной поставки. Две другие аварии, которые произошли позднее на том же газопроводе, почти по всем признакам совпадают с первой. В таблице 1 приведены основные данные, которые характеризуют эти события. Температура и давление газа указаны для выхода из компрессорной станции (КС).

Измеренные на изломе геометрические параметры (длина и глубина) приведены для трещин, признанных очагами разрушения. Эти трещины возникли путем объединения мелких параллельных зародышевых трещин, как это по обыкновению происходит при СК.

Как видно из приведенных в таблице 1 данных, аварии случились после 20 – 24 лет эксплуатации МГ.

По основным признакам они отвечают особенностям СК-разрушения, которые перечислены выше.

Таблица Аварии на МГ по причине 1. «Уренгой-Помары-Ужгород»

стресс-коррозии b, t, Дата аварии Т, С Давле- Расстоя- ние Грунт, Длина Глубина а/l за КС ние Р, за КС, рН трещины, трещины, МПа МПа МПа км l, мм a, мм 11.04.03 42 7,27 3 7,7-7,8 657 538 650 8,0 0, 07.05.07 40 7,45 5,435 7,7 657 538 470 6,8 0, 06.12.07 39 7,45 3,062 6,9-7,4 657 538 600 11,8 0, Целью данной работы является исследование структуры, механических характеристик стали Х70 и их изменений во времени, механизмов СК-разрушения в условиях, которые имитируют реальную эксплуатацию МГ, с описанием метода оценки остаточного ресурса участков МТ, поврежденных СК.

Свойства стали Х70. В процессе эксплуатации металл трубы претерпевает постоянное воздействие напряжений (до уровня 0,75 от предела текучести), температуры и окружающей среды, которые приводят как к изменению его механических свойств, так и к появлению местных дефектов. Исследования показывают [9,10], что при таких уровнях напряжений имеют место процессы микропластичности, которые с течением времени, исчисляемого десятками лет, могут приводить к деформационному старению и, как следствие, к деградации металла трубы. К сожалению, при исследованиях процессов СК на МТ этому обстоятельству не всегда уделяют надлежащее внимание [1-8].

Исследование процесса эксплуатационной деградации стали встречает некоторые методические трудности, пренебрежение которыми приводит к широкому диапазону мнений специалистов: от полного отрицания наличия деградации до преувеличения ее значения. Закономерности деградации механических свойств материала (предела прочности B, предела текучести T, ударной вязкости КСV, трещиностойкости и т.п.) во времени устанавливают путем проведения экспериментальных исследований материала труб. Образцы для них изготавливают из вырезанных во время ремонтов фрагментов, относящихся к разным интервалам времени эксплуатации трубопровода. В качестве эталона для сравнения по обыкновению выбирают трубу аварийного запаса, которая не находилась в эксплуатации (так называемое «архивное» состояние). Фактически, для каждого периода эксплуатации подвергают испытанию всякий раз другую трубу, и если рассеяние свойств между разными трубами превышает эффект деградации, то его можно не заметить либо переоценить. Вторым важным обстоятельством является выбор места вырезки трубы: значительный эффект деградации стали может наблюдаться на участках трубопровода, расположенных сразу после КС, где значительны и напряжение и температура, но может не иметь места на участках, расположенных перед КС, где эти условия отсутствуют.

Для исследований отобрано три фрагмента стали газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород», которые вырезаны из труб 1420х15,7 мм. Один - в «архивном» состоянии и два – в состояниях после эксплуатации: с места аварии в декабре 2007 г. (3 км за КС, 24 года эксплуатации) и из ремонтной вырезки 2009 г. (35 км за КС, 26 лет эксплуатации).

Следующие виды испытаний выбраны для характеристики поведения материала при стресс-коррозии.

Определение стандартных механических свойств стали при растяжении, ударной вязкости в интервале климатических температур. Испытания на трещиностойкость, на скорость роста стресс-коррозионных трещин при статическом нагружении и на скорость роста трещин коррозионной усталости.

Металлографические, микрорентгеноспектральные и фрактографические исследования механизмов разрушения. Основные типы образцов вырезали из трубы таким образом, чтобы при испытаниях процесс их разрушения происходил так, как он происходил в случаях аварий.

С целью сопоставления результатов испытаний в разных коррозионных средах и механизмов разрушения выбрано три среды – сухой лабораторный воздух;

3% раствор NaСl в дистиллированной воде;

экстракт грунтовой жидкости с места аварии. Испытания на ударную вязкость и на трещиностойкость выполнены в интервале климатических температур – 40...+400С, остальные виды испытаний – при комнатной температуре. Скорость роста трещин коррозионной усталости исследована при частотах нагружения 1 Гц и 0,016 Гц. Скорость роста трещин усталости в сухом лабораторном воздухе исследована при частоте 10 Гц (базовая диаграмма).

Химический состав всех исследованных вырезок труб идентичен и отвечает нормативным требованиям ТУ 14-3-995-81.

Для определения механических свойств основного металла использовали пятикратные цилиндрические образцы 4 мм. Обращает на себя внимание тот факт, что образцы, изготовленные из заготовок, вырезанных в тангенциальном направлении, имеют несколько более высокие характеристики прочности. Сопоставление же кривых растяжения металла, как для окружной ориентации образцов, так и для продольной свидетельствует о некотором превышении пределов текучести и прочности эксплуатируемого материала в сравнении с «архивным». Все испытанные образцы показали характеристики прочности, которые превышают требования ТУ 14-3-995-81 к металлу труб. Относительное удлинение после разрыва также удовлетворяет требованиям этого документа (не меньше 20%).

Отношение 02/ b во всех случаях испытаний оказалось ниже величины 0,9, что также удовлетворяет требованиям СНиП 2.05. 06-85.

При анализе графиков на рис. 2 обращают на себя внимание, прежде всего зависимости ударной вязкости и поперечного сужения образцов типа Шарпи от температуры для основного металла исследованных труб: эти зависимости монотонные вплоть до температуры -400С без резкого падения в области низких температур. Это говорит о том, что критическая температура хрупко – вязкого перехода по Шарпи для стали Х70 находится ниже -400С. Для обозначения ориентации вырезки образцов с надрезом или с трещиной используется общее правило: первая буква означает направление нормали к плоскости надреза или трещины, вторая – направление распространения разрушения при испытании образца.

Например, ориентация образца Шарпи T – L означает, что образец вырезан в окружном направлении T, а распространение в нем трещины происходит в направлении прокатки L.

Рис. 2. Зависимость ударной вязкости KCV (а) и поперечного сужения при ударном изгибе (б) от температуры для образцов архивной трубы (, ), для трубы, которая эксплуатировалась 24 года ), и для трубы, которая эксплуатировалась 26 лет (, ). Ориентация образцов: T – L.

(, Испытание образцов на трещиностойкость проводили на испытательной машине Instron 1126, которая обеспечивает максимальное усилие 250 кН. Необходимые температуры достигали в ванне этилового спирта при нагревании (400С) с помощью нагревательного устройства. Охлаждение до температур (00С, 200С, -400С) осуществляли смесью спирта с жидким азотом, соблюдая все требования стандартов [11-15].

По результатам анализа экспериментальных диаграмм разрушения стандартных образцов рассчитаны значения критического раскрытия вершины трещины IC. Исследуемая трубная сталь Х является вязким материалом, поэтому непосредственно получить характеристику ее трещиностойкости коэффициентом интенсивности напряжений KIC невозможно, поскольку при толщине образца 12, 7 мм (толщина стенки трубы 15, 7 мм), не выполняется условие плоской деформации. Трещиностойкость KIC оценивали приближенно косвенным методом по значению критического раскрытия трещины IC с промежуточными расчетами J-интеграла, JIC, по следующим формулам:

EJ Ic K Ic = J Ic Ic Т, 1 где Е – модуль упругости, - коэффициент Пуассона, Т – предел текучести материала.

На рис.3 приведены данные испытаний на трещиностойкость. Образцы стали Х70 после эксплуатации 26 лет показали меньшую степень деградации, чем образцы стали, которые находилась в эксплуатации года. Такое расхождение результатов представляется логичным, учитывая то, что металл со сроком службы 24 года, вырезанный на расстоянии около 3 км за КС, за все время эксплуатации претерпевал более высокие давления и температуры, чем металл со сроком службы 26 лет, вырезанный на расстоянии 35 км за КС. Это привело к большей деградации стали в первом случае.

Исследования циклической трещиностойкости материала проводили на компактных образцах толщиной 12,7 мм с предварительно выращенными усталостными трещинами. Базовую кинетическую диаграмму усталостного разрушения (КДУР) в сухом лабораторном воздухе при частоте 10 Гц получали при асимметрии цикла R=0,1. Базовая диаграмма, полученная в отсутствие влияния коррозионной среды, важна как эталон сравнения с другими КДУР, полученными при испытаниях в коррозионной среде. Как будет показано ниже (рис.6), эта диаграмма хорошо согласуется с аналогичными диаграммами, полученными исследователями США, Канады и других стран для современных трубных сталей. Методика предусматривала возможность наложения внешнего потенциала в процессе испытания. Испытание проводили при катодной поляризации потенциалом -1,1 В относительно сульфат-медного электрода (имитация катодной защиты). Для наложения катодной поляризации в рабочую камеру с коррозионной средой помещали платиновый электрод и электрод сравнения. Полученные сводные данные экспериментов приведены на рис. 4 и рис. 5.

Из результатов сравнительных испытаний архивного и эксплуатируемого материалов можно утверждать, что совместное действие двух факторов, а именно, рабочей среды, которую моделирует грунтовая вытяжка, и продолжительности эксплуатации, существенно снижает циклическую трещиностойкость материала, как по скорости роста трещины, так и по пороговым Кth и критическим Kfc значениям. Это отражает снижение сопротивления хрупкому разрушению вообще и сопротивления усталостному росту трещины, в частности. Заметим, что параметры механики разрушения наиболее чувствительны к эксплуатационной деградации свойств конструкционных сталей. Это касается, в первую очередь, кратковременной статической трещиностойкости KІc и эффективного порога усталости Кth eff, определенного с учетом закрытия усталостной трещины, которые дают возможность корректнее определять механическую движущую силу в окрестности вершины усталостной трещины. Что касается среднего участка КДУР, то он, как известно, является слабо структурно чувствительной характеристикой.

Отсюда, соответственно, этот участок должен был бы быть менее чувствительным к изменению состояния металла в результате его продолжительной эксплуатации. В этом убеждают и результаты сравнительных испытаний на циклическую трещиностойкость стали 17ГС магистрального трубопровода после его 30 летней эксплуатации [17]. Противоположная ситуация возникает с чувствительностью среднего участка КДУР к действию агрессивных корозионно-наводороживающих сред, если эксперименты проводить при сниженной частоте циклического нагружения. Объясняется это проявлением статического фактора в процессах коррозионной усталости, а именно, тем, что полученные КДУР отражают склонность эксплуатируемого материала к коррозионно-статическому росту трещины (коррозионного растрескивания на стадии роста трещины).

Рис. 3. Зависимость трещиностойкости стали Х70 от времени эксплуатации для разных температур. Ориентация образцов T-L.

Рис.4. КДУР архивного (1,2) и эксплуатировавшегося (3,4) металла на воздухе (1) и в грунтовой вытяжке (2-4). Ориентация образцов T-L.

Как отмечалось выше (Рис.1 и объяснение к нему), в зависимости от уровня рН среды в трубных сталях наблюдается два механизма разрушения. При нейтральных и низких рН (как и в данном случае) действует механизм транскристаллитного скола, в котором проявляется влияние времени, необходимого для диффузии водорода в вершину трещины и для вызванного водородом охрупчивания материала.

Известные литературные данные относительно влияния корозионных сред на усталостный рост трещин касаются испытаний сталей в исходном состоянии, то есть не эксплуатируемых. При этом справедливым является общее правило, что чувствительность Рис.5. Кинетические диаграммы усталостного разрушения (КДУР) архивного (1, 2) и эксплуатируемого 24 года материалов (3, 4) на воздухе (1), в грунтовой вытяжке (2, 3) и в 3%-ом растворе NaСl (4). Частота Гц для испытаний в корозионных средах, R = 0,1. Катодная поляризация -1,1В относительно сульфатно медного электрода. Ориентация образцов T-L.

к воздействию корозионних сред присуща, в первую очередь, высокопрочным материалам.

С другой стороны, продолжительная эксплуатация сталей магистральных трубопроводов приводит к охрупчиванию металла, что отрицательно сказывается на его ударной вязкости и трещиностойкости, при сравнительно небольшом изменении характеристик прочности. Оказалось, что совместное действие продолжительной эксплуатации и корозионно-наводороживающей среды послужило причиной существенного снижения циклической вязкости разрушения, что опосредованно отражает и факт снижения статической трещиностойкости материала вообще [18, 19].

Большинство, если не все, подземные магистральные трубопроводы, которые находятся в эксплуатации пять или больше лет, имеют многочисленные коррозионные и структурные дефекты, в частности трещины [1]. В процессе эксплуатации трубопровода трещины могут распространяться от начального до значительного размера, вызывая истечение перекачиваемой среды, или даже, в зависимости от обстоятельств, спонтанные разрушения. Из этого следует, что долговечность трубопровода, который ослаблен трещинами или колониями трещин на его поверхности, определяется временем, необходимым для того, чтобы зародышевая трещина выросла от начального до критического размера. То есть, остаточный ресурс такого трубопровода определяется скоростью распространения трещины. При этом существенная роль принадлежит циклической составляющей действующих напряжений. В наших экспериментах по коррозионной усталости не наблюдалось никакого распространения трещины при отсутствии циклической составляющей напряжений, независимо от уровня статической нагрузки. Аналогичные прямые наблюдения описаны в роботах [20,21], где трещина прекращала распространяться сразу после того, как при неизменном уровне максимального Кмах амплитудное значение К становилось равным 0.

Авторам работы [20] удалось найти такую комбинацию основных параметров испытаний на коррозионную усталость, с помощью которой все полученные ими экспериментальные данные расположились на одной зависимости. Этим параметром оказалась комбинация, которая объединяет механические факторы нагружения с факторами коррозионной среды:

K 2 K max / f, где К = Кмах – Кмін – размах коэффициента интенсивности напряжений, Кмах и Кмін – его максимальное и минимальное значения в цикле нагружения, f – частота нагружения, – эмпирический показатель степени, его значение 0,1 дало хорошее согласование для всех экспериментальных данных авторов. Даже совмещение по этому параметру экспериментальных данных, полученных для двух коррозионных сред, на один график показало небольшое рассеяние экспериментальных данных.

В объединенном параметре K K max / f отображена роль каждого фактора, который влияет на процесс коррозионной усталости и стресс-коррозии. Так, размах КИН К вместе с Кмах контролируют чисто усталостный механизм разрушения, тогда как член 1/f отвечает за коррозионные процессы в окрестности вершины трещины. Показатель отображает агрессивность коррозионной среды, тогда как частота контролирует время пребывания трещины под нагрузкой и отображает интенсивность взаимодействия во времени параметров нагружения с параметром коррозионной среды,. Авторами работы [20] четко K 2 K max / f, которые разделяют условия выявлены пороговые значения параметра нераспространения и распространения трещины. Исследование роста трещины в обеих средах при значениях параметра, ниже пороговых, показало, что вершина трещины находится в затупленном и неподвижном состоянии, а граница между этим состоянием и состоянием распространения трещины («порог») контролируется чисто усталостным параметром (К2Кмах)th инертной среды, тогда как порог при действия коррозионной среды контролируется величиной ( K K max / f )th. Как следствие, можно прийти к заключению, что для инертной среды показатель = 0.

Как показали исследования коррозионной усталости четырех трубных сталей [21] в коррозионной среде, параметр K K max / f является эффективным для упорядочения экспериментальных данных, но для того, чтобы свести данные для всех сталей на одну кривую нужно каждой стали в соответствие поставить свое значение показателя, что отображает «стресс-коррозионную чувствительность» каждой стали.

На рис. 6 приведены базовые кинетические диаграммы и диаграммы роста коррозионных и стресс коррозионных трещин в трубных сталях, построенные как на наших экспериментальных данных (сталь Х70), так и на взятых из литературных источников [21, 22].

Очевидно, что показатель степени при частотной характеристике нагрузки не всегда описывается числом, равным 0,1. Более того, полученный авторами работы [20] показатель степени, равный 0,1, в сущности, является свидетельством сравнительно незначительного влияния периода нагружения: так, увеличение периода в 0.1 / 0 / 00125 = 80 раз приводит к расчетному увеличению скорости всего в (80)0.1 = 1.55 раз. Эта величина является намного большей, чем в том случае, если бы она была обусловлена только разбросом экспериментальных данных. Очевидно, можно считать, что при достаточно большом периоде нагружения, например T = 200c, время уже не влияет на скорость роста по сути усталостной трещины. Это позволяет ввести понятие верхней ограничительной кривой (ее уравнение приведено на рис. 6) для всех имеющихся экспериментальных точек и рассматривать ее, как определенный консервативный закон скорости роста усталостной трещины в агрессивной среде. Этот закон можно использовать в аналитических оценках остаточного времени развития определенных с помощью диагностических обследований стресс-коррозионных трещин при малых и средних рН.

Поскольку допускаемая остаточная долговечность N dop поврежденного стресс-коррозией трубопровода всецело определяется скоростью роста трещины, то ее можно определить интегрированием уравнения, приведенного на рис.6:

N dop a dop da dN = [ ], 2,3925.1017 (K ) K max 2, 0 a Рис 6. Кинетические диаграммы роста стресс-коррозионных трещин в трубных сталях.

В этих формулах а0 –характерный размер (глубина) трещины стресс-коррозии, обнаруженной при обследовании трубопровода, аdop – допускаемая глубина трещины, определяемая по [23].

Циклические нагрузки в МТ возникают по двум причинам: а) от суточных флуктуаций внутреннего давления в процессе нормальной эксплуатации, б) периодические остановки в работе трубопровода с падением давления до нуля и с последующим его подъемом до номинального.

Возникает вопрос схематизации реального спектра нагружения, который, как это видно на рис.7, является сложным. Схематизация нагрузок является одним из ключевых вопросов определения долговечности, от метода реализации которого в значительной мере зависит результат вычислений и прогноза остаточной долговечности. Для этого существуют различные методы [24, 25]. В частности, в ГОСТ 25.101-83 [26] для использования рекомендован т.н. «метод дождя», который может быть относительно просто запрограммирован и позволяет быстро обработать сколь угодно большие массивы данных о нагружении.

Рис. 7. Давление на выходе компрессорных станций Иллинцы и Ставыще МГ «Уренгой – Помары – Ужгород» в период с 2003 по 2010 годы.

Результатом схематизации по методу дождя является массив циклов, характеризуемых двумя параметрами – максимальным и минимальным значением КИН. Однако более удобным (в частности, для ранжирования по степени опасности) является использование однопараметрических циклов. В частности, можно преобразовать полученные циклы к эквивалентным (т.е. приводящим к такому же повреждению) отнулевым циклам. Максимальное значение КИН в таких отнулевых циклах тривиально получается на K 2 K max :

основе усталостного параметра K iэквив = K i max (1 R ) 3, R = K i min / K i max.

max Массив отнулевых циклов также может быть тривиально заменен эквивалентным блоком нагружения, эталонный состоящим из одинаковых циклов с некоторым выбранным значением K MAX. Подобная замена позволяет существенно ускорить вычисления, т.к. каждый дефект фактически необходимо нагружать лишь одним циклом, а не их массивом. Число таких циклов в блоке определяется следующим образом:

K iэквив =N = max эталонный эталонный эталонный эталонный N ;

N.

i i K MAX i эталонный K iэквив Отметим, что может быть выбран как максимальное значение из исследуемого K MAX max блока циклов, либо же как некоторое максимально возможное для данного МТ значение. В частности, эталонный можно определить на основе максимально возможного цикла по давлению при подъеме K MAX давления от 0 МПа до проектного значения в 7.4 МПа.

ВЫВОДЫ Сравнение полученных данных при испытанях на растяжение, ударную вязкость, трещиностойкость и фрактографических исследований свидетельствует, что в процессе эксплуатации исследуемый основной металл газопровода (сталь Х70) на участке, где произошла авария, претерпел существенную деградацию.

Этот процесс проявился в повышении пределов текучести и прочности (6-8%), в понижении утяжки образцов Шарпи (50%);

падении ударной вязкости (37%);

падении критического раскрытия трещины (52%);

снижении трещиностойкости КІс (почти на 30%) и в ряде фрактографических признаков.

Коррозионная среда грунтовой вытяжки из места третьей аварии на МГ « У-П-У» при катодной поляризации -1,1 В относительно сульфат-медного электрода ускоряет рост усталостной трещины в архивном материале в диапазоне К от порогового уровня до 30 МПа м, однако не снижает самого порога усталости Кth.

Коррозионная среда грунтовой вытяжки из места третьей аварии на МГ « У-П-У» при катодной поляризации -1,1 В относительно сульфат-медного электрода интенсивнее ускоряет рост усталостной трещины в эксплуатированном 24 года металле, в сравнении с архивным материалом, но при этом еще и значительно понижает порог усталости Кth.

Не выявлено существенного различия в агрессивности грунтовой вытяжки из места третьей аварии на МГ «У-П-У» и 3%-ного раствора NaСl относительно влияния этих коррозионних сред на коррозионно усталостный рост трещины в эксплуатируемой 24 года стали при условии действия катодной поляризации -1,1 В относительно сульфат-медного электрода.

Проведенный анализ скорости роста усталостной трещины на различных западных трубопроводных сталях и наши исследования роста усталостной трещины показали, что универсальным контролирующим скорость трещины параметром может быть комбинация K K max. Это подтверждает график на рис. 6, на котором наши и литературные данные, полученные в испытаниях без коррозионных сред, почти полностью совпадают. Такое согласование позволяет использовать при анализе роста трещин в нашем анализе литературные данные (полученные в США, Канаде). Указанный параметр K K max позволяет автоматически учитывать асимметрию цикла погрузки. Вместе с тем, недостатком предложенного параметра K K max / f есть неопределенность, как пользоваться им в предельных случаях при очень малой и очень высокой частотах нагружения. Поэтому, когда частота высокая, следует использовать базовую кривую роста трещины, а при низких частотах - ограничительную огибающую кривую, уравнение которой приведено на рис.6.

Для схематизации данных об истории нагружения предложено использовать двупараметрические методы, в частности - метод дождя из ГОСТ 25.101-83. Он позволяет строить массив циклов нагружения, характеризующихся максимальным и минимальным значением параметра нагрузки. Для дальнейшей схематизации, ранжирования циклов по степени опасности и упрощения вычислений предложен метод замены полученных циклов эквивалентными отнулевыми, а также метод построения эквивалентного блока нагружения, основанные на параметре K K max P Pmax. Все это позволяет на основе полученных 2 зависимостей для скорости роста трещины и заданного графика нагружения определять подрастание трещин за заданный период времени.

Литература Shipilov S.A., May I.L. Structural integrity of aging buried pipelines having cathodic protection.

Engineering Failure Analysis, 13 (2006), pp.1159 – 1176.

Vrable J., Mater. Protect. Perform., 1972, 11(10), pp. 23-27.

Polyakov V.N., Kharionovsky V.V. Statistics of transmission pipelines fractures. In: Rossmanith H.P., editor, Structural failure, product liability and technical insurance. London: E&FN Spon;

1996. p. 353-361.

Kharionovsky V.V., Tcherniv P. Stress and strain state of a gas pipeline in conditions of stress-corrosion.

In: Yoonm., Mensik M, Mochitpour M, editors. Proc. Of the international pipeline conference, vol. 1. New York:

ASME;

1996. p. 479 – 483.

Steklov O.I. Protect. Metals, 1999;

35: p.305 – 309.

Stress corrosion cracking on Canadian oil and gas pipelines. Report of the inquiry, National Energy Board, MH-2-95, Calgary, November 1996.

Kentish P.J. British Corrosion Journal, 1985, 20, pp. 139-145.

Maier C.J., Beavers J.A., Shie T.M., Vieth PP.H. Interpretation of external cracking on underground pipelines.- Proc. IPS 2006: 6th Intern. Pipeline Conference, Sept. 25-29, 2006, Calgary, Alberta, Canada.

Браун Н. Наблюдения микропластичности. В кн.: Микропластичность, М. «Металлургия», 1972,с.

37 – 61.

Макмагон К.Д. Микропластичность железа. В кн.: Микропластичность, М. «Металлургия», 1972,с.

101 – 117.

NDV-OS 101. Стандарт на оффшорные конструкции. Системы подводных трубопроводов, Октябрь 2007, Det Norske Veritas.

BS 7448 British Standard on Fracture Mechanics Toughness Tests: Part 1. Method for determination of Kic, critical CTOD and critical J values of metallic materials. 1991. 35 c.

BS 7448 British Standard on Fracture Mechanics Toughness Tests: Part 2. Method for determination of Kic, critical CTOD and critical J values of welds in metallic materials. 1997. 28 c.

ASTM E 1820-01 Standard Test Method for Measurement of Fracture Toughness. ASTM International, 2001.

46 c.

ГОСТ 25.506-85. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении. Госстандарт СССР, Москва, 1985.

62 с.

Environmentally assisted “in-bulk” steel degradation of long term service gas trunkline / H. Nykyforchyn, E. Lunarska, O. Tsyrulnyk et al // Engineering Failure Analysis. – 2010. – 17. - P. 624-632.

S.O. Kotrechko, A.Ya. Krasowsky, Yu.Ya. Meshkov, V.M. Torop // Effect of long-term service on the tensile properties and capability of pipeline steel 17GS to resist cleavage fracture. - Int. J. Pressure Vessels a.

Piping. - 2004. - 81. - P. 337 – 344.

Водородная деградация длилось эксплуатируемых сталей магистральных газопроводов / О.Т.

Цирульник, Г.М. Никифорчин, Д.Ю. Петрина и др. // Физико-химическая механика материалов. - 2007. - N5.

- С. 97-104.

Никифорчин Г.М., Цирульник О.Т. / Особенности эксплуатационной деградации конструкционных сталей « в объеме» за действия агрессивных сред// Проблемы прочности. - 2009. - №6. - С. 79- Chen, W., and Sutherby, R. L., "Crack Growth Behavior of Pipeline Steel in Near-Neutral ph Soil Environments", Metallurgical and Materials Transactions A, Vol. 38, No. 6 (2007): 1260-1268.

Marvasti M.H. Crack growth behavior of pipeline steels in near neutral pН soil environment. - Thesis Master of Sci., University of Alberta, Edmonton, Alberta, Canada, 2010, 122 pp.

Fatigue crack growth rates in six pipeline steels / A. Bussiba, P. Darcis, J.D. Mccolskey et al // Proceedings of IPC2006 Volume 2: Integrity Management. – P. 475–484.

ДСТУ-Н Б В.2.3-21:2008. Настанова. Визначення залишкової міцності магістральних трубопроводів з дефектами Київ, Мінрегіонбуд України, 2008.

Серенсен С.В.. Когаев В.П., Шнейдерович Р.М. Несущая способность и расчет деталей на прочность.

– М.: Машиностроение. 1975. – 488 с.

Степнов М.Н. Статистическая обработка результатов механических испытаний. – М.:Машиностроение, 1973. – 320 с.

Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов: ГОСТ 25.101-83.

01.07.1984. – 21с.

СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ РЕМОНТА СУХОПУТНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ БЕЗ ВЫВОДА ИХ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ акад. НАНУ В.И. Махненко, к.т.н. А.С. Миленин, инж. О.И. Олейник Институт электросварки им. Е.О. Патона НАН Украины Рассмотрены основные технологические проблемы ремонта магистральных трубопроводов (МТ) под давлением. На основе современных подходов вероятностного численного анализа построена методология планирования и оптимизации ремонта типичных дефектов, образующихся в процессе эксплуатации МТ. В частности, предложена методика ранжирования обнаруженных при внутритрубной диагностике дефектов с точки зрения очерёдности их ремонта. Кроме того, исследовано влияние характерных параметров ремонта коррозионных дефектов с помощью герметичных сварных муфт на эффективность усиления и ресурс эксплуатации отремонтированного участка трубопровода.

Использование различных технологических методов ремонта МТ без вывода из эксплуатации является одним современных подходов поддержания их работоспособности. Интерес к подобного рода технологическим подходам обусловлен, прежде всего, экономической выгодой и незначительным негативным воздействием на окружающую среду. Кроме того, возможно долгосрочное планирование локальных ремонтных работ, которые позволят непрерывно поддерживать ресурс безопасной эксплуатации трубопровода на необходимом уровне [1–3].

Проведение ремонтных работ на действующем МТ сопряжено с естественными технологическими сложностями, такими как рациональное планирование, основанное на результатах диагностики состояния трубопровода, обеспечение безопасности проведения сварочных работ, оптимизация технологических параметров с точки зрения обеспечения требуемого ресурса отремонтированной конструкции [4–5].

Современные нормативные документы ориентированы, по большей части, на капитальный ремонт дефектных сухопутных МТ, что не позволяет учитывать специфики ремонта под давлением и эффективного планирования по результатам внутритрубной диагностики (ВТД) состояния линейных участков МТ. В частности, к таким особенностям следует отнести вопросы ранжирования обнаруженных в процессе ВТД дефектов;

учёт естественного разброса имеющихся данных о размерах и положении дефектов, фактических свойствах металла трубопровода;

выбор метода ремонта с точки зрения максимального ресурса эксплуатации отремонтированной конструкции.

Одним из эффективных способов построения методологии такого анализа является численное исследование состояния МТ до ремонта на основе результатов неразрушающего контроля, во время ремонта и прогнозирование его ресурса при фактических условиях функционирования. При этом существенная протяжённость конструкций, неравномерность температурного, коррозионного и силового воздействия, длительный срок эксплуатации делает целесообразным использование численных вероятностных методик.

Основными дефектами МТ являются дефекты типа несплошности металла коррозионной, стресс коррозионной природы (локальная и общая коррозионная потеря металла, трещины стресс-коррозии), дефекты сварных швов (непровары, поры), дефекты формы (вмятины) [6]. Их допустимость определяется различными национальными и отраслевыми стандартами и регламентными нормами, основанными на детерминированных критериальных соотношениях. При этом для учёта стохастических отклонений входных данных от известных значений используются различные коэффициенты запаса, что является максимально консервативным подходом [7–8]. Использование вероятностных методик позволяет корректно описывать возможный разброс значений входных данных, основанных как на имеющемся опыте исследований дефектных трубопроводных систем, так и на технологических характеристиках используемой аппаратуры и методиках анализа. В частности, точность дефектоскопов ВТД определяет возможные фактические размеры обнаруженных дефектов, тогда как в случае исследования состояния трубопровода в шурфе точность определения размеров дефекта существенно выше. То же касается свойств металла МТ, которые могут быть определены экспериментально, тогда как большинство стандартов оперируют минимальными нормативными значениями.

Среди типов ремонта МТ под давлением основными являются следующие [9]:

– контролируемая шлифовка поверхностных дефектов;

– заваривание поверхностных дефектов;

– установка усиливающих конструкций (муфт, бандажей);

– установка отвода, вырезание дефектной катушки и вваривание новой.

Выбор технологии ремонта определяется степенью повреждённости трубопровода, а также эффективностью каждого конкретного метода.

Базой для принятия решения о ремонте линейных частей МТ являются результаты ВТД. Как показывает практика, количество геометрических аномалий, обнаруженных при пропускании серии дефектоскопов, может достигать нескольких тысяч. При этом порядок их ремонта, основанный на существующих детерминированных регламентных нормах, подразделяющих дефекты на определённое число групп по степени опасности (до четырёх), не может быть однозначным, ввиду необходимости ранжирования дефектов в рамках одной группы. Поэтому при планировании ремонта без вывода МТ из эксплуатации эффективным является не дискретное ранжирование по конечному набору групп, а непрерывное, в частности, на величине вероятности аварийной ситуации. С учётом сказанного, в настоящей работе, выполняемой в ИЭС им. Е.О. Патона НАН Украины в рамках создания комплексной системы планирования ремонта МТ без вывода их из эксплуатации, разработана методика ранжирования дефектов на основе расчётной вероятности нарушения целостности стенки трубы в зоне каждого обнаруженного дефекта.

Учёт стохастического отклонения значений различных входных данных описывается посредством усечённого распределения Гаусса (геометрические размеры дефекта, прочностные свойства материала трубопровода, скорость коррозии) и Вейбулла (характеристики трещиностойкости материала).

Расчёт вероятности нарушения целостности в области обнаруженного дефекта проводился на основе метода Монте-Карло посредством следующего алгоритма: 1 – исходя из известных плотностей распределения исходных данных, находится репрезентативная выборка их конкретных значений в известных диапазонах варьирования;

2 – на основе детерминированных критериев разрушения определяется допустимость обнаруженного дефекта для каждого набора геометрических и эксплуатационных характеристик из репрезентативной выборки;

3 – из значения частоты выполнения детерминированного критерия допустимости дефекта определяется вероятность разрушения в области рассматриваемого дефекта;

4 – на базе выбранной длины ремонтируемого участка МТ анализируется распределение суммарного риска разрушения в течение выбранного периода времени эксплуатации.

В качестве детерминированного критерия разрушения трещинообразного дефекта при эксплуатации МТ предлагается использовать двухпараметрический критерий хрупко-вязкого разрушения, имеющий следующий вид [10]:

Y = f (Lr ) K r, (1) где [ )] B +T ( (1 0,14 Lr ) 0,3 + 0,7 exp 0,65 Lr, при Lr Lr = 2 ;

2 6 max f ( Lr ) = T 0, при L Lmax r r KI (2) Kr = ;

K IC ref Lr =.

T KI – коэффициент интенсивности напряжений в рассматриваемой точке контура поверхностной полуэллиптической трещины;

ref – реферативное напряжение в области дефекта, методика расчёта которого приведена, в частности, в [11].

Соответственно, условие Y0 является достаточным для гарантированной допустимости рассматриваемого дефекта.

При анализе допустимости трещинообразного дефекта через определённый период времени t необходим учёт возможности роста трещины, а именно a(t ) = a0 + Va t, (3) c(t ) = c0 + Vc t где a0, c0 – начальные размеры трещины, Va, Vc – скорости роста трещины вдоль соответствующего размера.

Значения Va, Vc могут быть оценены следующим образом:

V, если K I K ISCC ;

Vi ( K I ) = max, (4) 0, если K I K ISCC где Vmax – максимальная скорость роста трещины, определяемая по диаграмме статической коррозионной трещиностойкости материала в данных условиях, i=a, c.

Оценка риска нарушения целостности МТ в области дефекта типа коррозионного утонения проводится на основе следующего детерминированного критерия [10]:

Y = min W t p Ri, i = s, u, (5) где р – минимальная допустимая толщина стенки газопровода, определяемая либо конструктивно эксплуатационными требованиями к МТ на рассматриваемом участке, либо дополнительным численным исследованием;

Ri – функция формы дефекта утонения, определяемая следующим образом:

1, 285 s 0, 2, если = D 0, p Rs = 0, 9 0, 0,9 1, 0, если 0, 1, 0 + 0, 48 2 1, 0 + 0, 48 (6) u 0, 2, если = D 0, Ru = 0, 73589 + 10,511,если 0, 1,0 + 13, где D – внутренний диаметр газопровода.

Приведённая методология анализа базы данных о дефектах, обнаруженных при внутритрубной диагностике МТ, была реализована в виде графического пользовательского блока. В качестве примера ниже привёдены результаты расчёта характерных модельных дефектов, размеры которых даны в таблицах 1–2. Геометрические и эксплуатационные параметры исследуемого линейного участка МТ следующие:

длина участка L, м – 1200;

внутренний диаметр, мм – 1420;

толщина стенки d, мм – 20;

минимальная допустимая толщина стенки, мм – 16;

материал газопровода – сталь 17Г1С: Т=360 МПа;

В=510 МПа;

давление на входе исследуемого участка Рmax, МПа – 7,5;

давление на выходе исследуемого участка Рmin, МПа – 6,5.

Параметры распределённых стохастическим образом величин приведены в Таблице 3.

Таблица 1. Характеристики модельных дефектов утонения Ширина u, № Длина Минимальная толщина стенки Положение дефекта, м s, мм min, мм дефекта мм 1 330 200 16 2 210 200 16,8 3 350 350 15,7 4 400 350 15,1 5 380 460 15,5 Таблица 2. Характеристики модельных трещинообразных дефектов Длина c, Глубина a, мм № дефекта Тип трещины Положение дефекта, м мм продольная 6 110 1,60 продольная 7 90 1,60 окружная 8 75 1,50 окружная 9 150 1,55 продольная 10 100 1,55 Таблица 3. Значение параметров распределений свойств материала газопровода и размеров дефектов Нормальный усечённый закон распределения Распределение Вейбулла Параметр А В X X Xd с'-15 с'+ c, мм с' 7,5 – – – a, мм 0,03·d a'-0,1·d a'+0,1·d a' – – – s, мм s'-30 s'+ s' 15 – – – u, мм u'-30 u'+ u' 15 – – – min 0,1 min + 0,1 d min ' ' ' min, мм 0,03·d – – – W, мм/год 0,1W’ 0,08W’ 0,12W’ W’ – – – Vmax, 4,4 0,22 4,0 4,8 – – – мм/год KISCC, – – – – 63,3 686,2 4, 0, МПа·мм KIC, – – – – 632,5 3405,8 4, 0, МПа·мм Примечание: штрихом обозначены результаты экспериментальных измерений и справочные данные.

Значения риска разрушения каждого из модельных дефектов в процессе эксплуатации МТ и приоритет их ремонта согласно приведённым выше методикам показаны в таблице 4. Как видно из приведенных в таблице 5 данных, при указанных параметрах распределения геометрических размеров дефектов близких к таковым по результатам современной внутритрубной диагностики, вероятности отказов достаточно высоки по сравнению, например, с результатами [2], основанными на стационарных измерениях. Тем не менее, такой достаточно консервативный подход позволяет получить чёткую градацию и, соответственно, порядок их ремонта.

Таблица 4. Риск разрушения (приоритет ремонта) модельных дефектов в процессе эксплуатации № Время эксплуатации, лет дефекта 0 0,5 1,0 1,5 1 0,0 (7) 0,00025 (9) 0,0055 (9) 0,052 (9) 0,179 (9) 2 0,0 (7) 0,0 (10) 0,0015 (10) 0,0142 (10) 0,063 (10) 3 0,0 (7) 0,00125 (8) 0,026 (8) 0,131 (8) 0,338 (7) 4 0,0041 (5) 0,0562 (3) 0,240 (4) 0,490 (4) 0,758 (4) 5 0,0 (7) 0,007 (7) 0,0715 (7) 0,263 (7) 0,494 (7) 6 0,0130 (1) 0,139 (1) 0,436 (1) 0,796 (1) 0,979 (1) 7 0,0050 (2) 0,0962 (2) 0,269 (2) 0,600 (3) 0,864 (3) 8 0,0010 (6) 0,0353 (6) 0,0612 (5) 0,462 (5) 0,720 (5) 9 0,0040 (3) 0,054 (4) 0,251 (3) 0,317 (2) 0,9369 (2) 10 0,0020 (5) 0,0412 (5) 0,177 (6) 0,419 (6) 0,715 (6) В случае неглубоких протяжённых дефектов типа потери металла (коррозионной природы или после контролируемой шлифовки) наиболее целесообразным методом их ремонта является заваривание. При этом к основным технологическим сложностям можно отнести прожог стенки трубопровода и формирование холодных трещин [12–13].


Что касается допустимых значений тепловложения при заваривании утонения, в настоящее время существует ряд стандартов, норм и рекомендаций, позволяющих избежать прожога (рис. 1). Но при этом следует отметить, что важным является выбор оптимальной траектории заваривания. Исходя, в частности, из [10], можно заключить, что оптимальным является наложение валиков, последовательно уменьшающих длину дефекта (рис. 2). При этом достигается максимальный эффект от текущего уменьшения размера дефекта при минимально возможном сварочном нагреве внутренней поверхности трубопровода.

Рис. 1. Допустимые значения давления в магистральном нефтепроводе в зависимости от толщины стенки в месте ремонта ручной дуговой сваркой при различных сварочных токах I и скорости транспортирования нефти W [9]:

1 – W=6 м/с, I=90 A;

2 – W=2 м/с;

I=90 A;

3 – W=6 м/с;

I=140 A;

4 – W=2 м/с;

I=140 A Рис. 2. Внешний вид заваренного дефекта типа локальная коррозионная потеря металла [12] Более сложной является задача недопущения появления в процессе сварки холодных трещин, т.к.

требует соблюдения определённых комплексных режимов при сварке, а также состояния металла конструкции. Как известно, холодные трещины образуются в случае одновременного выполнения следующих условий [13–14]:

– наличие диффузионного водорода в металле;

– присутствие мартенситных структур металла;

– растягивающие напряжения.

Поэтому, для того, чтобы избежать холодного растрескивания, достаточно нивелировать хотя бы один из перечисленных факторов, в частности, минимизировав количество образующихся закалочных структур посредством оптимизации скоростей охлаждения. Но, как показывают исследования, это может потребовать существенного тепловложения при сварке, что нежелательно с точки зрения риска прожога. В таких случаях рекомендуется многослойное заваривание дефекта с первым слоем, наплавленным узкими валиками [12].

Одним из наиболее часто применяемых методов ремонта МТ под давлением является усиление дефектных участков сварными конструкциями типа герметичных муфт [15]. При этом повышение работоспособности участка МТ обусловлено как снижением окружных напряжений в области геометрической аномалии в результате перераспределения усилий по стенке трубопровода и муфты при повышении внутреннего давления в трубопроводе от ремонтного до эксплуатационного значения, так и возможностью муфты принять эксплуатационную нагрузку в случае образования в области дефекта течи.

При этом эффективность усиления определяется не только конструктивными, эксплуатационными и технологическими факторами, которые регламентируются современными нормами, но и естественным разбросом свойств материала трубопровода и муфты, и отклонением формы контактных поверхностей от идеально цилиндрических.

Для оценки вероятности разрушения конструкции в неравномерном напряжённо-деформированном состоянии доказало свою целесообразность использование статистики Вейбулла. Так, для цилиндрических конструкций с поверхностными геометрическими аномалиями, которые нагружены внутренним давлением, может использоваться следующее интегральное соотношение:

1 A m dS, ( 1 A) Pd = 1 exp ( S B S0 7) где 1 – главное напряжение;

S – область аксиального поперечного сечения в области наименьшей измеренной толщины;

S0 – структурный параметр материала;

m, А, B – коэффициенты распределения Вейбулла.

Следует отметить, что интегрирование в (7) проводится в плоскости наивысшей вероятности разрушения, что несколько повышает консервативность предлагаемой методологии, но, тем не менее, такой шаг оправдан, так тангенциальная составляющая тензора напряжений как минимум вдвое превосходит остальные.

Важным этапом исследования является определение значений коэффициентов Вейбулла, что, в свою очередь, определяет точность количественной оценки вероятности аварийной ситуации. Так как усиливающие конструкции зачастую устанавливаются на дефекты типа коррозионной локальной потери металла (ЛПМ) или других дефектов несплошности после контролируемой шлифовки, в рамках настоящего исследования был предложен следующий подход: из набора типичных размеров ЛПМ выбирались максимально допустимые, и в этом случае вероятность разрушения принималась равной 0,05. Для оценки допустимости внешних коррозионных дефектов был использован стандарт API 579.

Расчёт полей напряжений и деформаций в области ЛПМ вычислялся с помощью программного пакета ANSYS, что позволило оценить значения коэффициентов распределения Вейбулла, необходимых для последующих расчётов: S0=0,4 мм2, m=4, A=500 МПа, B=670 МПа.

Вопрос степени прилегания муфт к стенке трубопровода во время ремонта не входит в рассмотрение существующих стандартов и регламентных норм, хотя является важным параметром, определяющим эффективность ремонта. Основной сложностью в исследовании подобных технологических аспектов является стохастичность их распределения. Но, как указывалось выше, разработанная методология позволяет учитывать в том числе такие параметры ремонта. Так, предполагалось, что муфта прилегает к стенке трубопровода не полностью, а отдельными стохастически распределёнными областями. При этом суммарная площадь контакта определяет степень воздействия муфты на область геометрической аномалии, и, как результат, на вероятность безаварийной эксплуатации рассматриваемого участка МТ Ps.

На рис. 3 приведена зависимость Ps от величины площади прилегания Sk при ремонте внутреннего полуэллиптического дефекта глубины 17 мм, длины 150 мм (геометрические параметры трубопровода и режимы его эксплуатации приведены выше), материал и толщина муфты приняты эквивалентными конструкции трубопровода, ремонтное давление 4 МПа. Как видно из приведенных данных, даже относительно небольшого прилегания (более 15 %) достаточно для гарантирования вероятности безотказной работы участка МТ, усиленного муфтой, выше 0,95.

Рассмотренный случай участка трубопровода с внутренним коррозионным дефектом, усиленного муфтой, интересен также с точки зрения оценки ресурса его эксплуатации. Опасность внутреннего коррозионного дефекта, отремонтированного под давлением, заключается в том, что при этом не предотвращается его дальнейший естественный рост. И в случае, если вероятность разрушения в процессе увеличения глубины дефекта не превысит критического значения (здесь принято 0,05), то в результате возникнет течь, транспортируемый продукт заполнит пространство между муфтой и стенкой трубопровода, и эксплуатационную нагрузку будет нести уже усиливающая конструкция. Конструкция герметичных муфт предполагает равнопрочность со стенкой трубопровода, поэтому, при условии качественного монтажа, такой сценарий не будет иметь существенного влияния на ресурс эксплуатации дефектного участка МТ. Но если вероятность нарушения целостности стенки МТ с дефектом при определенной глубине последнего будет выше критического значения, то возможно спонтанное разрушение стенки и выход дефекта за пределы муфты.

Рис. 3. Влияние степени прилегания муфты к трубопроводу с внутренним дефектом типа потеря металла на вероятность безотказной работы МТ.

На рис. 4 приведены диаграммы зависимости вероятности нарушения целостности трубопровода с внутренним дефектом от его глубины без ремонта и с учётом усиления. Как видно, при длине дефекта, меньшей 150 мм, спонтанного нарушения целостности стенки трубопровода, усиленного муфтой, не произойдёт, тогда как при длине 200 мм и значительном коррозионном росте глубины дефекта риск спонтанного разрушения выше критического.

(а) (б) (в) Рис. 4. Вероятность нарушения целостности трубопровода с внутренним полуэллиптическим дефектом различной длины (а – 100 мм, б – 150 мм, в – 200 мм) в случае его коррозионного роста 1– без ремонта и 2 – с учётом ремонта усиливающей муфтой Выводы Разработана методология ранжирования дефектов линейной части магистральных газопроводов, обнаруженных при внутритрубной диагностике. В основу предложенного подхода положен анализ непрерывной во времени кинетики изменения риска нарушения целостности стенки газопровода, что позволяет реализовывать схемы ремонта на основе любого количества уровней приоритета.

Реализована методика оценки эффективности усиления дефектного участка МТ посредством герметичной муфты в зависимости от стохастически распределённого неприлегания поверхностей контактной пары. Показано, что относительно небольшое прилегание (15 %) может быть достаточным для обеспечения необходимой эффективности усиливающей конструкции.

Показано, что в случае естественного развития внутреннего коррозионного дефекта МТ, усиленного муфтой, для обеспечения предусмотренного ресурса необходимо учитывать вероятность спонтанного разрушения в области геометрической аномалии, что может привести к выходу дефекта за пределы усиленной области.

Литература Bjornoy O.H., Marley M.J. Assessment of corroded pipelines: Past, Present and Future. / Proc. of 11th International Offshore and Polar Engineering Conference. Stavanger, Norway, June 17–22, 2001. Vol. 1. – P. 93– 101.

Махненко В.И, Великоиваненнко Е.А., Олейник О.И. Риск-анализ как средство формализации принятия решений о внеплановом ремонте сварных конструкций. / Автоматическая сварка. – № 5. – 2008.

– С. 5–10.

C. R. LaMorte, M. Boring N. Porter. Advanced Welding Repair and Remediation Methods for In-Service Pipelines. Final Report. Columbus: EWI, 2007. – 283 p.

M. A. Boring, W. Zhang, W. A. Bruce. IMPROVED BURNTHROUGH PREDICITON MODEL FOR IN SERVICE WELDING APPLICATIONS. Proc. of IPC2008 7th International Pipeline Conference September 29 October 3, 2008, Calgary, Alberta, Canada Welding of Pipelines and Related Facilities. API Standard1104 12 edotion. Washington: API Publications and Distribution, 2000. – 82 p.

Трубопроводный транспорт нефти и газа //Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. – М.:


Недра, 1988. – 368 с.

ДСТУ-Н Б В.2.3-21:2008 Настанова. Визначення залишкової міцності магістральних трубопроводів з дефектами. Київ: Мінрегіонбуд України, 2008. – 91 с.

СНиП 2.05.06-85* МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА М:

ВНИИСТ Миннефтегазстроя, 1997. – 146 с.

ВБН В.3.1-00013471-07:2007. Магістральні нафтопроводи. Методи ремонту дефектних ділянок.– Київ:

Міністерство палива та енергетики України, 2007. – 112 с.

Fitness-for-Service. American Petroleum Institute. Recommended Practice 579. First edition. Washington:

API Publications and Distribution, 2000. – 625 p.

Махненко В.И. Ресурс безопасной эксплуатации сварных соединений и узлов современных конструкций. – Киев: Наукова Думка, 2006. – 619 c.

W. A. Bruce, W. E. Amend GUIDELINES FOR PIPELINE REPAIR BY DIRECT DEPOSITION OF WELD METAL. “WTIA/APIA Welded Pipeline Symposium,” Welding Technology Institute of Australia, Sydney, Australia, April 3, Bruce, W.A., Qualification and Selection of Procedures for Welding Onto In-Service Pipelines and Piping Systems,” Edison Welding Institute (EWI) Project No. J6176, Columbus, Ohio, January W.A. Bruce, R.L. Holdren, W.C. Mohr, Edison Welding Institute, and J.F. Kiefner, Kiefner and Associates.

Repair of Pipelines by Direct Deposition of Weld Metal – Further Studies. PRC/International. Project PR-185 9515, November 1996.

Numerical Simulation of Sleeve Repair Welding of In-Service Gas Pipelines //I.-W. BANG, Y.-P. SON, K. H.

OH et al./ Welding Journal. – 12. – 2002. – P. 273- ПРОГНОЗУВАННЯ ЗАЛИШКОВОГО РЕСУРСУ ТРУБОПРОВОДУ З ВРАХУВАННЯМ ЕКСПЛУАТАЦІЙНИХ УМОВ НАВАНТАЖЕННЯ Банахевич Ю.В., Лохман І.В., Бурак І.З.

ДК "Укртрансгаз" НАК "Нафтогаз України" Світова практика експлуатування трубопровідних мереж свідчить, що катастрофи техногенного характеру нафто- і газогонів в останні роки характерні навіть для промислово розвинутих країн світу. Так, у штаті Альберта (Канада) внаслідок корозійного пошкодження зварного з’єднання та пришовної зони у р. відбулося крихке руйнування газопроводу зі швидкістю поширення тріщини 100…300 м/с. Це спричинило розрив труби на ділянці 100 м з утворенням земляного кратера діаметром 90 м і глибиною 8 м.

Збитки від аварії становлять кілька мільйонів доларів. Подібного характеру і не з меншими збитками аварії на трубопровідному транспорті відбулися і на території Росії, України, Молдови, Угорщини, Словаччини та інших країн Європи.

Наведені приклади є ілюстрацією актуальності проблеми запобіганню катастрофічному руйнуванню відповідальних об’єктів тривалого експлуатування, яким є газо- і нафтопроводи. Аналіз аварійних руйнувань показує, що за тривалої експлуатації трубопроводів під впливом циклічних навантажень, агресивних середовищ, перепаду експлуатаційних температур відбувається зміна механічних характеристик сталей, що за проектних навантажень призводить до їх крихкого руйнування навіть без видимих зовнішніх пошкоджень [2,4,5,7].

Геометричні неоднорідності, особливо у вигляді гострокінцевих дефектів тріщино подібного типу, можуть суттєво впливати на міцність і довговічність МТ. Тому однією із основних задач технічної діагностики є виявлення і вимірювання таких дефектів без порушення цілісності тіла труби, ідентифікація їх форм і розмірів. Для розв’язання цієї проблеми на основі результатів наукових досліджень, проведених в різних країнах, створено відповідні засоби контролю [6]. Серед них, зокрема, слід виділити комплекси для внутрішньо трубного діагностування дефектів в тілі труби фірми Rosen.

Для оцінки міцності ділянки трубопроводу з дефектами типу тріщин використовується діаграма руйнування (ДОР або FAD), яка є граничною кривою, що визначає межу міцності між небезпечним та безпечним станом конструкції і дозволяє одночасно аналізувати два граничні стани – крихкий та в’язкий.

Ця діаграма ґрунтується на двопараметричному критерії крихко-в’язкого руйнування [9].

Y = f ( k Lr ) k K r (1), K r = K1 /K1c де – безрозмірний коефіцієнт інтенсивності напружень (КІН), що характеризує K1c механізм крихкого руйнування у відповідній зоні уздовж контуру тріщини;

– критичне значення КІН;

Lr = ref /T – параметр, який визначає механізм в’язкого руйнування (пластична нестійкість) для цієї тріщини;

k – допустимий коефіцієнт запасу міцності, який регламентується нормативними документами.

Функція f ( k Lr ) на основі численних експериментальних даних для різних матеріалів наведена у відомих літературних джерелах і її можна зобразити у вигляді ( ) ( 0,65 k L ), ( ) f k Lr = 1 0,14k 2 L2 0,3 + 0,7 exp r r (2) f ( k Lr ) = Lr Lmax Lr Lmax, для і для де для більшості трубних сталей r r + T =B, B Lmax – границя міцності матеріалу в зоні тріщини.

2T r K r і S r = ref / B Діаграму оцінки руйнування (ДОР) рекомендовано будувати також в координатах ( B – границя міцності матеріалу), а функцію K r = f ( Sr ), що характеризує граничну лінію, апроксимувати виразами:

K r = 1, 0 S r 0,7T / B ;

0, 21T 0,7T Kr = 1 0,7 S r, S r 1;

1 0,7 T / B B B S r = 1, 0 K r 0,3.

(3) Цю діаграму та області категорійності дефектів зображено на рис. 1. Зеленим кольором на цьому рисунку виділена допустима область, яка на основі критерію статичної міцності отримана шляхом зменшення граничної області в k разів. В залежності від рівня коефіцієнта запасу міцності дефекти відносяться до трьох умовних категорій: незначний, небезпечний (помірний, значний) і критичний.

Рис. 1. Діаграма оцінки руйнування та області категорійності ref, за K Для напруженого стану, під дією якого знаходиться ділянка труби розраховуються КІН та A, якими обчислюють координати точки що визначає стан міцності трубопроводу з тріщиною на двокритеріальній діаграмі:

K K rA =, S rA = ref.

B K1C (4) A n Коефіцієнт запасу міцності (КЗМ) для даної розрахункової точки визначається графічно через відношення відрізків:

OA n= OA, (5) OA де A2 – точка перетину променя n з граничною кривою ДОР. КЗМ можна також визначити аналітично за допомогою відношень:

SrA2 K rA n= A n= A Sr Kr або. (6) n На основі виразів (3), (5) для визначення коефіцієнта запасу міцності отримуємо формули:

0,7T n= 0 Sr ;

B Kr, 1 0,21T / B 0,7T n= S r 1;

(1 0,7T / B ) K r + 0,7 Sr B, n= Sr 0 K r 0, 3.

, (7) В залежності від числового значення коефіцієнта запасу міцності n згідно з нормативним документом [9] ділянка трубопроводу з дефектом за критерієм статичної міцності вважається:

працездатною, а дефект безумовно допустимим, якщо n k. Дефект відноситься до категорії незначних дефектів (світла область на рис. 1);

умовно непрацездатною, а дефект умовно недопустимим, якщо коефіцієнт запасу міцності знаходиться в межах 2 k /(1+k) n k. Дефект відноситься до категорії небезпечних дефектів. Для прийняття рішення щодо термінів виконання ремонтних заходів ця категорія дефектів поділяється на дві:

дефект помірний, якщо 1,1 B /T n k і дефект значний, якщо 1,1 n 1,1 B /T ;

непрацездатною, а дефект безумовно недопустимим, якщо n 1,1. Дефект відноситься до категорії критичних дефектів.

Допустимий коефіцієнт запасу міцності за критерієм статичної міцності k обчислюється за формулою [8,9]:

0,9 kn k p k= m, (8) kp kn m де – коефіцієнт надійності за матеріалом, – за призначенням, – за умовами роботи.

Коефіцієнти безпеки визначаються за СНиП 2.05.06- У випадку, коли тріщина знаходиться в зоні дії залишкових напружень коефіцієнт інтенсивності напружень зобразимо у вигляді суми K1 = K1H + K1, res (9) K1H K1res визначається зовнішнім навантаженням, а – залишковими напруженнями. Тоді відповідно K r = K rH + K rres, (10) При цьому слід відзначити, що залишкові зварювальні напруження майже повністю встигають релаксувати до появи пластичної нестійкості і не впливають на величину ref, тому при розрахунку Sr параметра залишкові напруження рекомендують не враховувати. Тоді формули для визначення коефіцієнта запасу міцності n (7) подамо у вигляді n= (1 + ) K r H 0,7T 0 Sr r, ;

B 1 0,21 T B n= ( ) (1 0,7 T B ) 1 + r K rH + 0,7 S r 0,7T Sr 1 ;

B (11) n= Sr 0 K r 0, 3,, r = K rres K rH.

де ( B = 510 МПа, За формулами (11) для зварного з’єднання труб, виготовлених зі сталі 17Г1С T = 326 МПа) проведено числові обчислення і оцінено вплив залишкових напружень на відношення n, коефіцієнта запасу міцності що відповідає сумарній дії експлуатаційних і залишкових напружень, до ( ) – без урахування залишкових напружень = 0. На рис. 2 графічно r np коефіцієнта запасу міцності r SrA n /n p зображено залежність відношення коефіцієнтів від величини для різних значень параметра і K rH = 0, 4.

безрозмірного КІН SrA Аналіз наведених графіків показує, що зі збільшенням значень вплив залишкових напружень r зменшується, а з ростом значень – збільшується.

r :

SrA n /n p Рис. 2. Вплив залишкових напружень на величини в залежності від для різних значень 1 r = 0, 2 ;

2 – 0,4;

3 – 0,6;

4 – 0,8;

5 – 1, Для S r 0,65 вплив залишкових напружень проявляється уже при = 0, 2. Оскільки навіть після r A високого відпуску зварного з’єднання, як відзначено, зокрема, в роботі [1,3,4], не зрелаксовані залишкові напруження в зоні зварного шва залишаються на рівні 50…120 МПа, то за експлуатаційних навантажень, які зумовлюють робочі напруження 250…300 МПа, при оцінці ресурсу зварних з’єднань необхідно враховувати залишкові напруження.

Розглянемо метод оцінки впливу залишкових напружень на міцність і прогнозування залишкового ресурсу газопроводу з осьовими поверхневими тріщинами в зоні зварного шва Розглядаємо прямолінійну ділянку трубопроводу під дією внутрішнього тиску P зі зварним з’єднанням з зовнішнім поверхневим дефектом у кільцевому монтажному шві, який у відповідності до нормативних документів моделюється поздовжньою поверхневою пів еліптичною тріщиною з півосями a і c в круговому циліндрі (рис. 3).

Рис. 3. Стінка труби з зовнішньою осьовою півеліптичною тріщиною 0 (рис. 4). Якщо кут Положення довільної точки на контурі тріщини задається через кут = 0, точка на контурі тріщини знаходиться на поверхні, а якщо = /2, точка знаходиться на контурі тріщини, що відповідає максимальній її глибині.

Рис. 4. Геометричні параметри осьової півеліптичної тріщини ref Для обчислення напруження використано рекомендації, наведені у відповідних літературних джерелах. У випадку, коли ділянка трубопроводу з осьовою поверхневою півеліптичною тріщиною ref знаходиться під дією внутрішнього тиску p, вирази для обчислення можна записати у вигляді 0. g b + [( g b )2 + 9( M s m )2 ] ref = 3. (12) Тут 0. a g = 1 20 1 0.85 a 1, a1 2c = Ms = t M t,, a t 1+ t 1 0. c t 0. 1.02 + 0.4411 2 + 0.006124 Mt = 6 1.0 + 0.02642 + 1.533 2 1.818 c =,, (13) Rb t m, b Rb – внутрішній радіус труби;

– нормальні до берегів тріщини мембранні та згинальні напруження [10], PRb m = 2 3 PR0 t 3 t 9 t t + 2, T = t R0 Rb Rb 2 Rb 5 Rb, (14) Rb R де – зовнішній радіус труби.

Числовий аналіз задачі проведено для ділянки труби магістрального газопроводу, виготовленого зі сталі марки X60 ( E = 2 10 МПа;

µ = 0,3 ;

B = 588 МПа, T = 440 МПа) діаметром D = 1020 мм і товщиною стінки t = 21 мм, яка знаходиться під дією внутрішнього тиску p = 4,5 МПа. Обчислення проведено для зовнішньої осьової півеліптичної тріщини у зварному шві для різних її глибин a з відношенням півосей еліпса c = 1,2a та усереднених по поверхні тріщини колових залишкових напружень r.

H Коефіцієнт інтенсивності напружень для зовнішньої осьової поверхневої тріщини в трубі K1, зумовлений дією внутрішнього тиску p розраховуємо за формулою:

pRb 2 a a a a a 2G0 + 2G1 + 3G2 + 4G3 + 5G4 = K1H R0 Rb Rb Rb Rb Rb Q. (15) r Розподіл залишкових напружень в зоні зварного шва описуємо формулами :

x r x (, x ) = 0 + 1 + r r r t t. (16) Тут r ( ) = W ( ) + µ 0 ( ) 1 ( ) + (1 + q1 n1 ) 1 ( ) S10 ( ) 3 ;

{ };

1 ( ) = 2 µ 0 ( ) 2 1 ( ) + ( q1 2n1 ) 1 ( ) S10 ( ) r 2 ( ) = 4 µ1 ( ) + n11 ( ) S10 ( ) r ;

(17) 2 n 0 ( ) = 3(1 µ ) 1 F21 ( ) + 2(1 µ 2 ) +µq1F11 ( ) + Kq2 F12 ( ) F13 ( ), { } 1 ( ) = µn11 ( ) S1 ( ) + Kn2 2 ( ) S 2 ( ) 3 ( ) S3 ( ) 0 0 1 µ.

r На рис. 5 графічно зображено розподіл залишкових напружень на зовнішній (суцільна лінія), внутрішній (пунктирна лінія) та серединній (штрих-пунктирна лінія) поверхнях труби.

Рис. Залежність колових залишкових напружень в зоні кільцевого 5.

зварного шва від відстані z вздовж осі труби Для вищевказаних значень напружень і співвідношень геометричних розмірів тріщини для різних її ref K глибин за наведеними формулами (.13), (17) обчислено величини та, викликані дією сумарних ( ), і відповідно r = + r p p напружень від внутрішнього тиску та залишкових напружень Sr = ref B.

K r = K1 K1C K1C та Значення для матеріалу шва згідно з експериментальними K1ш = 48 МПа м. Після цього, за формулами (7) розраховано коефіцієнти запасу даними прийнято C міцності зварного з’єднання n, а також коефіцієнти запасу міцності n p, які відповідають дії на ділянку ( ) Rb r = 0.

труби з тріщиною в зварному шві тільки експлуатаційних напружень = p H % t n і np На рис. 6 зображено залежність коефіцієнтів запасу міцності відповідно від відносної глибини тріщини a /t. Пряма лінія n = 1,63 відповідає рівню допустимого коефіцієнта запасу міцності k за критерієм статичної міцності, який згідно з нормативним документом [9] для даної ділянки трубопроводу приймає значення k = 1,63. Лінія n = 1,1 відповідає межі, нижче якої коефіцієнти запасу міцності приймають значення, згідно з якими відповідні дефекти відносять до категорії критичних. Крива n p, що відповідає рівню експлуатаційних напружень характеризує залежність коефіцієнта запасу міцності = 104,8 МПа. Кривою 2 зображено залежність КЗМ n H від глибини тріщини з урахуванням сумарної r = 100 МПа, H дії експлуатаційних напружень і залишкових напружень які залишаються в зоні зварного шва навіть після високого відпуску. Крива 3 побудована з урахуванням експлуатаційних і r усереднених залишкових напружень = 261 МПа.

np n Рис. Залежність коефіцієнтів запасу міцності і 6. (криві 2, 3) (крива 1) від відносної глибини тріщини a /t Як видно з графіків, з ростом глибини тріщини величина коефіцієнта запасу міцності n зварного з’єднання з дефектом значно зменшується. При цьому суттєвий вплив відіграють залишкові напруження і r коли = 100 МПа критичне значення КЗМ n = 1,1 досягається за глибини дефекту a /t = 0,49.

Як бачимо з наведеного вище, детальне вивчення умов експлуатації магістральних газопроводів та своєчасне виявлення розмірів фактичних дефектів і розрахунок статичної міцності і довговічності ділянок МГ з пошкодженнями згідно наведеної методології дають можливість спеціалістам виробничих підрозділів нашої Компанії завчасно вибрати технологію і засоби для проведення ремонтно-відновлювальних робіт із врахуванням режимів транспортування та постачання газу споживачам, зводячи до мінімуму можливі ризики виникнення аварійних ситуацій.

Література Винокуров В. А., Григорянц А. Г. Теория сварочных деформаций и напряжений. – 1.

Москва: Машиностроение, 1984. – 280 с.

Кир’ян В. І., Осадчук В. А., Николишин М. М. Механіка руйнування зварних з’єднань 2.

металоконструкцій. – Львів: СПОЛОМ, 2007. – 320 с.

Махненко В. И. Расчетные методы исследования кинетики сварочных напряжений и 3.

деформаций. – Киев: Наук. думка, 1976. – 320 с.

Махненко В. И. Совершенствование методов оценки остаточного ресурса сварных 4.

соединений конструкций длительного срока эксплуатации // Сб. основных публикаций сотрудников отдела «Мат. методов исследования физ.-хим. процессов при сварке и спецэлектрометаллургии» Ин-та электросварки им. Е. О. Патона НАН Украины (Киев). – 2004. – С. 3–12.

Махненко В. И. Ресурс безопасной эксплуатации сварных соединений и узлов 5.

современных конструкций. – Киев: ДНВП. Наук. думка, 2006. – 618 с.

Методика определения остаточных напряжений в сварочных соединениях и элементах 6.

конструкций с использованием спекл-интерферометрии / Л. М. Лобанов, В. А. Пивторак, В. В. Савицкий, Г.

И. Ткачук // Автомат.

7. Banakhevych Y. Prediction of residual pipeline resource taking into account the operation loaning conditions / Y. Banakhevych, J. Andreykiv, M. Kit // Международный научно-технический журнал «Проблемы прочности» (Strength of materials the international journal). – 2009, № 1 (397). – С. 44 - 52.

8. Строительные нормы и правила: Нормы проектирования магистральных трубопроводов: СНиП– 2.05.06-85. – М.: Стройиздат, 1985. – 62 с.

9. ДСТУ-Н Б В.2.3-21:2008 Настанова. Визначення залишкової міцності магістральних трубопроводів з дефектами. Мінрегіонбуд України, Київ, 2008. – 88 с.

10. API 579. Fitness-For-Service, API Recommended Practice 579, First Edition, American Petroleum Institute. (Придатність до експлуатації, API Рекомендована практика 579, перша редакція, Американський нафтовий інститут).

ОСОБЛИВОСТІ ОЦІНКИ ТЕХНІЧНОГО СТАНУ ГАЗОПРОВОДІВ В ГІРСЬКИХ УМОВАХ Черемісін А.В., заступник начальника Івано-Франківського територіального центра НВЦ "Техдіагаз" ДК "Укртрансгаз".

Трубопровідний транспорт є найекономічнішим засобом транспортування рідкого палива, пального і технологічного газу, різних хімічних продуктів. Це відносно новий вид транспорту. В Україні він виник у 20-ті роки в Прикарпатті, де вперше було побудовано газопровід Дашава – Стрий – Дрогобич (1924 р.).

Особливостями цього транспорту є відсутність рухомого складу, а звідси і порожніх пробігів, постійний режим роботи незалежно від стану погоди та кліматичних умов, простота експлуатації та режиму управління перевезеннями, в яких власно транспортування та вантожо-розвантажувальні операції злиті в єдиному процесі.

Трубопроводи є спеціалізованим (не універсальним) видом транспорту, що також сприятливо позначається на економічних показниках його роботи.

Перевагами цього виду транспорту є:

можливість функціонування протягом усього року;

висока продуктивність праці;

відносно мала кількість обслуговуючого персоналу;

мінімальні втрати при транспортуванні;

можливість прокладання трубопроводів за найкоротшою відстанню незалежно від рельєфу;

безперервність процесу транспортування;

екологічна чистота.

Це відносно новий вид транспорту.

Трубопровідний транспорт в Україні є одним з найрозвинутішим і складається з двох частин – газопроводу та нафтопроводу. Трубопровідний транспорт стабільно нарощує свою частку в загальному обсязі транспортних вантажів. За вантажообертом він випереджає нещодавнього постійного лідера – залізничний транспорт. Газопровідний транспорт є не лише найбільш ефективним, а й фактично єдиним видом транспорту в Україні для транспортування газу.

На сьогодні Україна є найбільшим у світі транзитером природного газу. Системами магістральних газопроводів, які перебувають у користуванні НАК "Нафтогаз України", російський природний газ надходить до країн Західної, Центральної та Східної Європи. Ці системи технологічно зв'язані з аналогічними магістральними газопроводами Росії, Бєларусі, Молдови, Румунії, Угорщини, Словаччини та Польщі, а через них - і з газопроводами всього Європейського континенту. Пропускна спроможність вітчизняної газотранспортної системи на вході становить 290 млрд. м, а на виході (до країн Західної, Центральної та Східної Європи, а також до Молдови і на південь Росії) - майже 170 млрд. м на рік.

Одночасно, враховуючи усі переваги трубопровідного транспорту, є і значні проблеми при його спорудженні та експлуатації.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.