Диссертация (Разработка методики восстановления ресурса участка нефтепровода сварными муфтами), страница 3

Особое внимание уделяют качеству кольцевых угловых швов герметичных муфт, так как именно от них зависит долговечностьремонта.Каждый тип ремонтной конструкции обладает рядом особенностей, которые делают его предпочтительным в зависимости от характера поврежденийтрубы. Обжимные муфты эффективно применяют для оперативного ремонтадефектов небольшой глубины и протяженности [13,14]. В исполнении из композитного материала обжимные муфты позволяют снизить вес и произвести монтаж без применения сварочных технологий.

Основной недостаток обжимныхремонтных конструкций заключается в невозможности ликвидации утечек из-заотсутствия угловых кольцевых швов [8,15-17]. Для ликвидации утечек применяют стальные герметичные ремонтные конструкции, задача которых работатьвместо участка трубы в течение срока эксплуатации.Долговечность конструкций определяется, главным образом, характероми величиной внешних нагрузок и уровнем механических свойств.

Решение обустановке муфты конкретной конструкции принимается по результатам неразрушающего контроля после оценки степени опасности дефекта.1.2.Напряженное состояние ремонтных конструкцийГлавным компонентом нагрузки на трубопровод является внутреннее давление перекачиваемого продукта. В нефтепроводе, в связи с особенностямиоборудования и режимами работы нефтеперекачивающих станций, рабочее дав-15ление периодически падает практически до нуля. Установлено, что в среднемтакое падение происходит один раз в сутки, что соответствует 10 тыс.

циклов за30 лет и 33 тыс. циклов за 100 лет. Наибольшие напряжения в трубе от внутреннего давления действуют в кольцевом направлении. Эти же напряжения воспринимают продольные швы труб, сваренные в заводских условиях. Уровенькольцевых напряжений слабо зависит от других силовых факторов, он практически однозначно связан с перепадом внутреннего и наружного давлений, толщиной стенки и диаметром трубы. Дополнительные кольцевые напряжения отизгиба возникают при овальности трубы, а также от давления грунта при подземной укладке трубопровода. Они также связаны с внутренним давлением.Продольные напряжения в трубе от внутреннего давления меньше кольцевых в 2-3 раза.

Их опасность заключается в том, что они могут вызвать разрушение кольцевых швов трубопровода (а также ремонтных конструкций), сваренных в условиях монтажа. В этих швах существенно больше вероятность различных технологических дефектов, возникающих при сборке и сварке. Кромедавления, продольные напряжения могут быть вызваны целым рядом факторов,которые трудно оценить при проектировании.

Это напряжения от температурного расширения трубы, а также от изгиба ее продольной оси. Изгиб может возникать как в процессе укладки сваренного участка трубы в траншею, так и припоследующих подвижках грунта. При надземной прокладке трубопровода изгибвызывают вес трубы и перекачиваемой нефти, а также вес обледенения и ветровые нагрузки. Суммарное значение продольных напряжений от всех факторовможет превышать уровень кольцевых напряжений. Единственным надежнымспособом оценки продольных напряжений является инструментальный контроль напряженного состояния в процессе мониторинга или диагностическогообследования трубы.

Несколько снижает опасность тот факт, что изгиб трубыобычно является статической нагрузкой. Число циклов от перепадов температуры также сравнительно невелико, особенно при подземной укладке трубопровода. Колебания температуры возможны только при прекращении перекачки, поскольку поток нефтепродуктов является мощным термостабилизирующим фактором.16Постоянные напряжения изменяют асимметрию цикла и влияют на ресурс[18-20].

В сварных соединениях к эксплуатационным добавляются остаточныесварочные напряжения, уровень которых часто приближается к пределу текучести металла. Особенности сварки кольцевых швов таковы, что на внутреннейповерхности трубы возникают высокие растягивающие продольные напряжения, что увеличивает риск разрушения от корня кольцевого шва [21]. Несмотряна то, что кольцевые напряжения выше, чем продольные, для магистральныхнефтепроводов они менее опасны, так как продольные швы труб выполнены автоматической сваркой под флюсом в заводских условиях.

Более опасны кольцевые монтажные швы, как содержащие большее число дефектов – потенциальных очагов зарождения трещины.Проблемы применения ремонтных конструкций не ограничиваются только конструктивными факторами. В условиях монтажа выделяют ряд факторов,изменяющих напряженно-деформированное состояние и влияющих на ресурсконструкции.Во-первых, следует отметить, что монтаж муфты производится на работающий нефтепровод, то есть на трубу, находящуюся под внутренним давлением. Расчет допустимой величины рабочего давления при монтаже в процессеэксплуатации регламентирован нормативной документацией [10].

В [22-24] отмечено, что при сварочных работах на работающем нефтепроводе критическимпараметром для определения рабочего давления является минимальная остаточная толщина стенки. В [4,25,26] показано, что при остаточной толщине стенкитрубы свыше 5 мм вероятность прожога в процессе монтажа муфты минимальна, поскольку сварку стремятся выполнять с минимальной погонной энергией занесколько проходов. Наиболее важным фактором, определяющим предельноесостояние конструкции, является пластическая неустойчивость металла конструкции [27].

Монтаж муфты без остановки перекачки положительно сказывается на значениях кольцевых остаточных сварочных напряжений (ОСН) [28],так как укладка шва на растянутый металл приводит к перераспределению деформаций при нагреве и снижению величины ОСН. При этом кольцевыенапряжения не оказывают прямого влияния на рост трещины, так как плоскость17их действия лежит в плоскости трещины.

Ускорение роста трещины могут вызвать напряжения, ориентация которых способствует её раскрытию[29]. Применительно к муфте это остаточные напряжения в направлении оси трубы, вызванные поперечной усадкой кольцевого углового шва. Поскольку сварка кольцевого углового шва выполняется за несколько проходов, эти напряжения невелики [30].Во-вторых, при диаметрах трубопровода до 1000 мм в технологии установки муфты предусмотрен подъем трубопровода из траншеи. При этом происходит рост продольных напряжений из-за изгиба трубопровода [31].В-третьих, при монтаже нахлесточного соединения весьма затруднительно обеспечить надлежащее (качественное) формирование корня шва. Велика вероятность получения непроваров в корневом слое шва.В работе [32] отмечена возможность взаимодействия муфт между собой.Экспериментально установлено, что такое взаимодействие возникает при расстоянии между муфтами менее половины диаметра трубопровода.

Близкое расположение муфт приводит к росту продольных напряжений в ней.При анализе напряженно-деформированного состояния углового шванахлесточного соединения под действием внутреннего давления в оболочкенеобходимо учитывать краевые эффекты в месте соединения муфты с трубой иостаточные сварочных напряжений, которые могут изменить напряженное состояние в зоне сварного соединения.На Рис. 1.4 показаны две стадии работы ремонтной конструкции под действием внутреннего давления.

До образования сквозного дефекта плотный контакт муфты с трубой разгружает участок трубы под муфтой и снижает скоростьроста дефекта (Рис. 1.4,а). После разгерметизации полость между трубой и муфтой заполняется транспортируемым продуктом. В результате радиальных перемещений возникает осесимметричный изгиб стенки муфты, который вызываетдополнительное растяжение в корневом слое углового шва (Рис. 1.4,б).Уровни остаточных сварочных напряжений и напряжений от изгиба зависят от технологий сборочно-монтажных работ и сварки многопроходного шва.Наибольшее влияние на изгиб оказывает величина зазора между трубой и муф-18той при монтаже, а уровень остаточных сварочных напряжений зависит от режимов сварки и степени снижения внутреннего давления при проведении ремонтных работ.а)б)Рис.

1.4.Работа муфты под давлением: а) до образования сквозного дефекта; б) послеобразования сквозного дефекта.Тройники имеют такие же проблемы в зоне соединения с трубой, как имуфты. Однако в зоне соединения магистральной обечайки с патрубком ответвления условия нагружения стенок тройника имеют ряд дополнительных особенностей, затрудняющих расчетный анализ напряженно-деформированногосостояния (НДС) и оценку прочности тройника.Магистраль в зоне соединения ослаблена отверстием патрубка. Известно,что при упругом одноосном растяжении пластины или оболочки круглое отверстие создает концентрацию напряжений с коэффициентом 3.

Поскольку цилиндрическая оболочка испытывает двухосное растяжение, максимальные напряжения возникают на концах диаметра отверстия, перпендикулярного наибольшему растягивающему номинальному напряжению. От внутреннего давлениянаибольшее напряжение действует в окружном направлении, тогда наиболее19опасными будут точки А и В (Рис. 1.5). Присоединение патрубка несколькоснижают, но не устраняют эту концентрацию напряжений.АБВГРис. 1.5.Расчетные точки на поверхностях тройника.

А, Б – точки снаружи магистралитройника; В, Г – точки внутри ответвления (патрубка)От внутреннего давления возникает изгиб стенки магистрали рядом с точкой Б, вызывающий растяжение на наружной стороне трубы. Для патрубка,наоборот, место соединения с магистралью имеет повышенную жесткость, затрудняющую расширение патрубка под действием внутреннего давления.

В результате зона соединения испытывает существенный изгиб стенки, приводящийк растяжению на внутренней поверхности тройника (т. В и Г).Действие изгибающего момента на линейную часть трубопровода, какправило, вызывает в его стенке только продольные мембранные напряжения(растягивающие на одной стороне трубы и сжимающие на другой). Момент, из-20гибающий патрубок относительно магистрали, вызывает значительный изгибстенок в зоне соединения.Перечисленные особенности приводят к появлению в тройнике, по сравнению с гладкой трубой, двух новых зон, в которых возникновение под действием внутреннего давления дефектов (особенно трещин) наиболее вероятно инаиболее опасно [33-39]. Это, во-первых, поверхностные трещины, параллельные оси патрубка в точках линии присоединения патрубка, на внутренней поверхности тройника (т.