Техническая диагностика на объектах транспорта, хранения газа, нефти и нефтепродуктов

Негосударственное образовательное учреждение

Среднего профессионального образования

«Нефтяной техникум»

ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА НА ОБЪЕКТАХ ТРАНСПОРТА, ХРАНЕНИЯ ГАЗА, НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ.

методические указания и контрольное задание для студентов – заочников образовательных учреждений среднего профессионального образования

по специальности

"Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ."

Ижевск

2013 г.

Методические указания

составлены в соответствии

с примерной программой

по дисциплине «ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА НА ОБЪЕКТАХ ТРАНСПОРТА, ХРАНЕНИЯ ГАЗА, НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»

Зам. директора по УР _______________Е. А. Волохин

Составители: ст. преподаватель кафедры СР ГНП и ГНХ КИГИТ Бойчук А.Е

Редактор:

Рецензент:

Указания к выполнению контрольной работы.

Одним из ключевых параметров при определении допус­тимых технологических параметров ремонта является допус­тимое напряжение в стенке трубы σ_доп. При ремонте участков нефтепровода суммарные напряжения в стенке трубы не должны превышать допустимого значения σ_доп, которое зави­сит от многих факторов, в том числе от категории участка, механических характеристик стали, срока эксплуатации неф­тепровода, видов дефектов и их параметров.

1. Зависимость допустимого напряжения от категории уча­стков трубопроводов определяется необходимым уровнем безопасности работ, который в настоящее время количест­венно не определяется и не регламентируется нормативными документами. Поэтому приведем некоторые соображения на качественном уровне.

На участках трубопроводов высокой категории при строи­тельстве и приемке объектов предъявляются более высокие требования к прочностным свойствам труб и контролю свар­ных швов. Кроме того, рабочие давления на участках высо­кой категории меньше, чем на других участках. Поэтому до­пустимые напряжения при ремонте могут быть выше, чем на участках с низкой категорией. Но с другой стороны, участки трубопроводов высокой категории расположены на таких местах, где крайне нежелательны аварии: на водных перехо­дах, вблизи важных коммуникаций, предприятий и населен­ных пунктов. Поэтому на этих участках необходимы допол­нительные меры по обеспечению высокой надежности и безопасности работ. Следовательно, при равных других условиях здесь допустимые напряжения должны быть ниже по сравнению с участками с низкой категорией.

Итак, на допустимые напряжения при ремонте трубопро­водов категория участка оказывает влияние в двух противо­положных направлениях. Поэтому, как результат, допустимые напряжения возможно принимать примерно одинаковыми на участках трубопроводов различных категорий, тем более что безопасность работ должна быть обеспечена в первую оче­редь для самой ремонтной бригады, которая находится в со­прикосновении с трубопроводом и в случае аварии одинако­во пострадает независимо от категории участка.

Исходя из вышеприведенных рассуждений введем коэф­фициент снижения допустимого напряжения на категорию (коэффициент категории) трубопровода Кт, удовлетворяю­щий следующему требованию:

Предлагается рассчитать допустимое напряжение для уча­стка трубопровода самой низкой категории (четвертая), затем для участков более высоких категорий допустимое напряже­ние уменьшить путем умножения на соответствующий коэф­фициент Кт. Ниже приведены значения коэффициента Кт и коэффициента условий работы Л7 для участков трубопроводов разной категории.

Категория участка трубопровода В I II III IV

Коэффициент условий работы т 0,6 0,75 0,75 0,9 0,9

Коэффициент категории участка Кт 0,83 0,92 0,92 1,0 1,0

2. При выборе допустимых напряжений необходимо учи­тывать степень старения металла труб. Как правило, капи­тальному ремонту подвергаются трубопроводы, эксплуати­руемые длительное время, не менее 20 лет. За это время в металле труб и сварных швов успевают протекать процессы, приводящие к изменению механических свойств. Старение в первую очередь приводит к охрупчиванию металла в зонах дефектов и конструктивных концентраторов напряжений.

Степень старения металлов трубопроводов характеризует­ся коэффициентом старения Кс, на который следует снизить допустимое напряжение по сравнению с напряжениями, ха­рактерными для новых нефтепроводов.

Определить точное значение коэффициента старения Кс стали трубопровода невозможно по многим причинам. Во-первых, скорость старения зависит от многих плохо контролируемых параметров, например, химического состава метал­ла, дислокационной структуры, остаточных (послесварочных) напряжений, интенсивности изменений рабочих давлений, видов дефектов и концентраторов напряжений. На различ­ных участках трубопровода все эти факторы неодинаковы.

Во-вторых, в настоящее время нет нормативного докумен­та, регламентирующего метод экспериментального определе­ния коэффициента старения металла труб. Из известных экс­периментальных методов можно отметить следующие:

метод, основанный на измерениях параметров кристалли­ческой решетки металла труб;

метод, основанный на исследовании ударной вязкости ме­талла труб и сварных швов;

метод, основанный на определении остаточного ресурса металла труб на С-образных образцах при циклическом нагружении.

Из перечисленных методов наиболее подходит последний. Он более прост и доступен, параметры образцов, нагружения, испытательного оборудования конкретизированы.

где Тэ — длительность эксплуатации участка нефтепровода, годы; Сэкв — углеродный эквивалент стали, %; определяется согласно СНиП 05.06 — 85* по следующей формуле:

Допускается определение коэффициента старения по сле­дующей упрощенной формуле:

здесь С, Мп, Сг, Mo, V, Ti, Nb, Cu, Ni, В - процентное со­держание в составе металла трубы соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, бора.

Для справки: по требованию этого же СНиП углеродный эквивалент трубных сталей магистральных трубопроводов не должен превышать значения 0,46 %. Поэтому за 40 лет экс­плуатации магистрального нефтепровода коэффициент ста­рения сталей может достигать максимального значения

Это происходит при максимально интенсивной эксплуатации трубопровода (рабочее давление на уровне проектного значе­ния, число перепадов давления не менее 360 в год) и максимально допустимом количестве углерода и легирующих эле­ментов в составе металла. При этом в год теряется в среднем 0,5 % прочности магистрального нефтепровода.

3. Степень опасности дефектов можно определить с по­мощью коэффициента дефектности, f_деф, численно характе­ризующего степень ослабления трубопровода от наличия де­фекта. Параметр f_деф главным образом зависит от вида и размеров дефекта. Кроме того, он в меньшей степени зависит от диаметра и толщины стенки трубы, механических характеристик металла трубы или сварного шва.

Для реальных дефектов трубопроводов не существуют универсальные расчетные формулы, позволяющие достаточно точно рассчитать параметрf_деф. Получение формулы для де­фекта каждого типа является сложной, но практически важ­ной задачей, которая может быть решена только методами механики разрушения.

При определении параметра f_деф необходимо иметь в виду следующие особенности.

Во-первых, при капитальном ремонте представляют опас­ность осевые напряжения в стенке трубы, а не кольцевые. Поэтому при оценке параметра f_деф следует рассматривать только те дефекты, которые образуют концентрацию осевых напряжений. Дефекты, создающие концентрацию кольцевых напряжений и не создающие концентрацию осевых напря­жений, при капитальном ремонте не представляют опасности. Например, продольные царапины стенки трубы, наиболее опасные при нормальной эксплуатации трубопровода, не представляют опасности при капитальном ремонте.

Во-вторых, при капитальном ремонте трубопровода стен­ка трубы испытывает несколько раз перегрузки в осевом направлении. Количество перегрузок зависит от технологии ремонта, но составляет не более 5. Поэтому при оценке опас­ности дефекта в данном случае необходимо исходить из ста­тического или квазистатического механизма разрушения.

В-третьих, ремонтные напряжения являются напряжения­ми изгиба, которые по сечению трубопровода распределяют­ся неравномерно. Поэтому степень опасности дефекта зави­сит от того, в каком месте он расположен по окружности сечения. Например, если изгиб участка трубопровода проис­ходит в вертикальной плоскости, а дефект стенки трубы на­ходится на боковой поверхности, то он не представляет опас­ности при ремонте.

В-четвертых, опасность дефектов стенки трубы при ре­монте определяется двумя механизмами выхода из строя трубопровода: разрывом стенки и разгерметизацией трубы; по­терей устойчивости сечения и образованием гофра.

Перечисленные выше особенности показывают, что опре­деление параметра f_деф представляет очень непростую задачу, которую в условиях ремонта трубопровода решать практиче­ски невозможно. Необходим простой способ, позволяющий обеспечить необходимую безопасность ремонта трубопровода с учетом имеющихся дефектов. Рассмотрим приближенные методы расчета параметра f_деф и свойственные им положи­тельные и отрицательные моменты.

Предлагается определить параметр f_деф как отношение

где Р_деф — допустимое давление для трубы с данным дефек­том; р₀ — проектное допустимое давление для бездефектной трубы.

Допустимое давление для бездефектной трубы определяет­ся в соответствии со СНиП 2.05.06 —85 по формуле:

где δ — толщина стенки бездефектной трубы; R₁^H — предел прочности (нормативный); m — коэффициент условий рабо­ты трубопровода; k₁ — коэффициент надежности по мате­риалу;

k_H — коэффициент надежности по назначению трубо­провода; D_H — наружный диаметр трубы (нормативный).

Для магистральных нефтепроводов допускается принимать значения коэффициентов: k₁ = 1,47; k_H = 1,05; m — см. стр.

Допустимое давление для дефектной трубы р_деф определя­ется по специальной методике, исходя из результатов внутритрубной диагностики, и содержится в отчетах ЦТД «Диаскан». Допускается определение значения р_деф по другим апробированным и утвержденным методикам.

Недостатком данной методики является то, что она осно­вывается на расчетах внутреннего давления, тогда как при ремонте трубопровода опасность представляют осевые на­пряжения.

где δ_ОСТ — остаточная толщина стенки трубы на данном

Для оценки прочности дефектной трубы может быть ис­пользовано выражение

дефекте; δ — номинальная толщина стенки бездефектной трубы.

Недостатком данного метода является то, что он не учиты­вает явления перераспределения напряжений в окрестности дефектов. Перераспределение напряжений может выражать­ся и в концентрации напряжений в окрестности дефектов, и в разгрузке нагруженности дефектной области. Для доста­точно пластичных материалов, какими являются трубные ста­ли, данный метод приемлем для дефектов коррозии и цара­пин. Для трещиноподобных дефектов (трещин, непроваров) рекомендуется ввести поправку на концентрацию напряже­ний следующим образом:

где I — коэффициент трещиностойкости трубной стали. Для трубных сталей, удовлетворяющих нормативным требовани­ям, коэффициент трещиностойкости I принимает значения порядка 0,7 — 0,9. Для более точного определения значения коэффициента трещиностойкости I необходимо провести испытания образцов по методике.

Совсем бездефектных трубопроводов нет. Даже если лик­видированы все обнаруженные дефекты, значение коэффи­циента дефектности f_деф следует принять не выше 0,9, пото­му что отклонение толщины стенки допускается на 10 % в сторону меньших значений.

Важно отметить, что результаты оценки параметра f_деф можно использовать только для назначения технологических параметров ремонта трубопровода, но нельзя использовать для назначения режимов эксплуатации дефектной трубы.

4. При определении допустимых напряжений важно знать, какие перегрузки испытывали трубы до настоящего момента, и за базу расчета принять максимальные напряжения, кото­рые были созданы при перегрузках (испытаниях).

Во-первых, все трубы проходили заводские испытания внутренним давлением. При этом напряжения в стенке трубы достигали значения (0,9—1,05) нормативного предела теку­чести стали. Конкретное значение испытательных напряже­ний зависит от завода-изготовителя и от нормативных требо­ваний в год изготовления труб.

Во-вторых, был испытан трубопровод внутренним давле­нием. При этом испытательное давление составило (1,1 — 1,25) проектного рабочего давления. Ремонт нефтепровода

следует рассматривать как элемент эксплуатации. Поэтому допустимые напряжения при ремонте должны быть также ниже испытательных в 1,1 — 1,25 раз.

Отсюда получаем следующее выражение для оценки до­пустимых напряжений в стенке трубопровода при ремонте:

где Кm — коэффициент категории участка трубопровода; f_деф - коэффициент дефектности; Кс — коэффициент старе­ния металла труб; σ_т — нормативный предел текучести стали. 5. Из общих принципов безопасности работ технических устройств следует требование, чтобы при любых работах, включая ремонт, запас прочности трубопровода по отноше­нии к пределу прочности был не менее 2

6. Допустимое напряжение должно быть ограничено как в области положительных знаков (растяжение), так и в области отрицательных знаков (сжатие). При сжимающих продоль­ных напряжениях возможна потеря устойчивости путем гоф-рообразования. Как показано в работах ВНИИСПТнефть, при изгибе возможно гофрообразование в стенке трубы при на­пряжениях сжатия, превышающих 80 % предела текучести. Отсюда следует требование

Задача

Произвести расчет!