автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Разработка методов оценки работоспособности трубопроводов компрессорных станций при наличии дефектов

РГБ ОН 2 з «01*

На правах рукописи УДК: 543.06:665.632.073.3

ЗАЕЦ АНАТОЛИЙ ФЕДОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ПРИ НАЛИЧИИ ДЕФЕКТОВ

Специальность 05.15.13 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 1998

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий и предприятии "Севергазпром".

Научный руководитель - д.т.н., профессор Харионовский В.В.

Официальные оппоненты - д.т.н. Черний В.П.

к.т.н., доцент Окопный Ю.А.

Ведущее предприятие - Предприятие "Оргэнергогаз"

Защита состоится / Ю ЧбсЛ^Ъ1^бУк^-^Л 199^ г. в 13.30 часов на заседании диссертационного/совета Д.0/0.01..02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий по адресу: 142717, Московская область, Ленинский р-н, пос. Развилка, ВНИИГАЗ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗа. Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета; к.т.н.

■Фи

И.Н. Курганова

т

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Технологические трубопроводы компрессорных станций и прежде всего трубопроводные обвязки нагнетателей ГПА относятся к наиболее ответственным трубопроводам газотранспортной системы. Их отличают сложная конструкция (пространственная конфигурация обвязки), высокий уровень монтажных и эксплуатационных нагрузок статического и динамического характера, повышенные требования по безопасности, предъявляемые к объектам высокого давления газа. В связи с этим эти объекты отнесены по линии Госгортехнадзора к высокой категории сложности (Категория В).

С увеличением сроков эксплуатации в сложной конструкции обвязки могут возникать различного рода дефекты, вызванные нерасчетными ситуациями, нарушениями технологии при строительстве, коррозионными воздействиями, непрогнозируемыми изменениями гидрогеологических условий и т.п. Кроме того, в обвязках имеется ряд мест значительной концентрации напряжений(тройники, отводы, крановые узлы и т.д.), в которых открытые или поверхностные дефекты могут развиваться в условиях переменных нагрузок, включая вибрации трубопроводов. Проектные расчеты и натурные измерения свидетельствуют о том, что уровень напряженно-деформированного состояния обвязочных трубопроводов КС выше, чем на линейной части газопроводов и в номинальных режимах достигает 0,72 предела прочности труб. Из практики эксплуатации известен ряд аварий на компрессорных станциях с тяжелыми последствиями, причиной которых были дефекты в трубопроводных обвязках.

Несмотря на это, научные исследования в области повышения надежности эксплуатации трубопроводных конструкций не полностью отвечают современным требованиям, не учитывают специфику работы компрессорных станций, а комплексного анализа работоспособности обвязочных трубопроводов при наличии в них дефектов до настоящего времени не проводилось.

Таким образом, задача по разработке методов оценки работоспособности обвязочных трубопроводов, имеющих дефекты является актуальной. Решение этой задачи позволит как на стадии эксплуатации, так и этапе проектирования получить научную основу для расчетов прочности, несущей способности обвязочных трубопроводов в условиях сложного нагружения, оценки их остаточного ресурса для конкретных условий, а также даст возможность для теоретического обоснования новых методов и средств по восстановлению участков трубопроводов, имеющих дефекты.

Тем самым, за счет решения этой задачи может быть повышен уровень надежности и безопасности эксплуатации объектов компрессорных станций.

Цель работы - разработать методы оценки работоспособности обвязочных трубопроводов КС на основе расчетно-теоретических и натурных исследований, включая разработку конструктивных решений по восстановлению дефектных участков.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи собственного исследования:

определить на основе натурных исследований напряженно-деформированное состояние в зонах дефектов трубопроводов;

определить на основе расчетно-теоретических исследований, работоспособность и остаточный ресурс дефектных участков трубопроводов с учетом циклических нагрузок;

- определить на основе модельных испытаний участка трубопровода с дефектами типа вырывов, подрезов работоспособность трубопровода с такого вида дефектами;

- определить по результатам теоретических и натурных исследований статические и динамические деформации и напряжения в окрестности дефектов;

- разработать метод восстановления трубопроводов, имеющих дефекты на поверхности;

- выполнить комплексную оценку работоспособности обвязочного трубопровода с дефектами с использованием всех^полученных в работе результатов.

Научная новизна. В диссертационной работе:

- разработана методика натурных испытаний работоспособности трубопровода с поверхностными дефектами;

- впервые доказано, что на основе оценки работоспособности, возможен дифференцированный подход к эксплуатации дефектных участков обвязочных трубопроводов КС - эксплуатация при наличии контроля напряженно-деформнрованного состояния, их восстановление или вырезка дефектного участка;

- впервые на основе разработанной методики выполнены длительные натурные измерения напряженно-деформированного состояния обвязочных трубопроводов в окрестностях дефектов;

- предложен новый метод восстановления работоспособности дефектного участка трубопровода и выполнена его апробация в условиях КС;

- разработан расчетно-экспериментальный метод оценки остаточного ресурса обвязочного трубопровода с дефектами в условиях эксплуатационных нагружений.

Практическая значимость работы. Использование разработанного комплексною метода оценки работоспособности обвязочного трубопровода с дефектами в практике эксплуатации и проектирования компрессорных станций

позволит дополнить Правила эксплуатации, инструкции по ремонту отсутствующим в настоящее время нормативным документом. Это даст возможность осуществить научно-обоснованный отбор наиболее опасных дефектных участков трубопроводов, принять решения по оценке их работоспособности и в результате повысить эксплуатационную надежность обвязочных трубопроводов.

Реализация работы. Разработанный метод и практические выводы по работе нашли свое отражение в отраслевой Программе РАО "Газпром" "Комплексная система диагностики и технической инспекции магистральных газопроводов" (с 1995 г.), "Межгосударственной программе "Высоконадежный трубопроводный транспорт" и тематических отраслевых планах НИР, начиная с 1991 г.; методике оценки работоспособности участков трубопроводов с протяженными дефектами, 1996 г.

Технический эффект от внедрения диссертационной работы получен на компрессорной станции "Юбилейная", предприятия "Севергазпром".

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на заседаниях секции Ученого совета ВНИИГАЗа "надежность и ресурс газопроводов", технического совета Предприятия "Оргэнергогаз", 1-й международной конференции по трубопроводам (Канада, Калгари, июнь 1996 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, сделана заявка на изобретение.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и списка литературы, включающего наименований. Работа

содержит страниц машинописного текста, рисунков, таблиц.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, ее цель, задачи собственного исследования, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе обсуждено состояние вопроса о предмете исследовании, подробно сформулированы задачи исследований и пути их решения. Дан анализ конструкций типовых обвязочных трубопроводов для ГПА 10, 16, 25 Мвт и условий их работы. В обзоре аналитических исследований проанализированы работы, в которых рассмотрены вопросы расчетов прочности, оценки ресурса с позиций механики деформируемого тела и теории надежности, а также в смежных отраслях промышленности, в том числе в строительной и энергетике. Прежде всего выделены основополагающие работы отечественных ученых: академика В.В. Болотина и его школы в институте машиноведения РАН и Московском энергетическом институте, а также работы ведущих ученых-механиков Ю.Н. Работнова, A.B. Христиановича, А.Р.

Ржаницына, B.B. Новожилова, зарубежных ученых А. Гриффитса, Р. Петерсона, П. Либовица, М. Фрейденталя и др.

В области анализа работоспособности трубопроводных конструкций отмечены разработки ученых-нефтяников под руководством P.A. Гумерова, труды ученых ГАНГ им. И.М. Губкина В.Л. Березина, О.И. Стеклова, работы профессора О.М. Иванцова и его школы. Показано, что в последнее время целенаправленные комплексные разработки по этой проблеме ведутся во ВНИИГАЗе под руководством В.В. Харионовского. За рубежом указанная тематика активно разрабатывается в институте Баттеля (США) специалистами М. Эйбером, Р. Эйви, Т. Бубеником, Дж. Кифнером, в инженерном центре компании "Бритиш Газ" Р. Хопкинсом, Р. Джексоном, Д. Данфордом и др.

Также проанализированы нормативно-технические материалы, разработанные в отрасли по расчетам и технологиям обвязочных трубопроводов, Показано, что в данных руководствах отсутствуют материалы по расчетам трубопроводов обвязок на динамическую прочность, нет методик по оценке работоспособности и ресурса трубопроводов при наличии в них поверхностных дефектов. Отмечено, что практика эксплуатации компрессорных станций настоятельно требует разработки этой проблемы.

Для анализа работоспособности трубопроводов компрессорных станций нужно проведение комплексных исследований.

Вторая глава посвящена натурным испытаниям.

В технологической обвязке трубопроводов цеха № 4 КС "Юбилейная" имеются дефектные участки, происхождение которых вызвано отрывом опорных швеллеров от трубопроводов в местах приварки их к опорам. За счет этого в трубопроводах обвязки появились дефекты типа раковин, вырывов, подрезов общим количеством 32 участка. В результате анализа 4 наиболее опасных дефектных участка службе эксплуатации удалось заменить, однако для удаления всех дефектных мест необходимо полностью реконструировать гитару цеха № 4, что в настоящее время затруднительно. Учитывая, что трубопроводы КС относятся к категории "В" и нормативные материалы на эксплуатацию таких систем при наличии в них дефектов отсутствуют, потребовалось провести новую научно-исследовательскую работу, основной целью которой явилась оценка работоспособности участков трубопроводов с дефектами, прогноз их остаточного ресурса и на этой основе - разработка метода ремонта таких участков без их вырезки. Для получения указанных оценок была сформулирована комплексная задача, включающая в себе кроме расчетно-теоретических разработок, длительные натурные ' и экспериментальные исследования. Известно, что трубопроводы КС работают в статико-динамическом режиме. Поэтому была поставлена задача длительных натурных измерений напряженно-деформированного состояния в окрестности дефектов. С целью изучения возможности зарождения трещины в дефектах

была поставлена серия экспериментальных работ с дефектными катушками, вырезанными из обвязки. При этом выполнены трехцнкловые испытания по методике ДИН 2342 (Германия), гидроиспытания до разрушения; а также проведена серия испытаний при циклических нагрузках при положительных и отрицательных температурах.

В рамках этой комплексной задачи в течение двух лет выполнялись тензометрические исследования напряженно-деформированного состояния шести наиболее неблагоприятных по степени опасности участков обвязки. Особенностью их явилось расположение цепочки дефектов непосредственно над опорами на нижней образующей трубы, что затрудняло визуальный контроль. В районе дефектов были наклеены тензодатчики и выполнялись необходимые замеры. В процессе исследования каждое сечение полностью разгружалось не менее трех раз, что позволило выполнить замеры напряжения с достаточной степенью достоверности. Расположение одного из дефектных мест показано на рис. 1. Измерения проводились прибором "TML Handy digital stvain meter" типа TC221K (Япония). Один из результатов тензоизмерений в окрестности дефектов приведен на рис. 2. Из анализа полученных данных можно заключить, что кольцевые напряжения в районе каверн не превышают значения стк = 200,0 МПа (дефект № 3, датчик 7 и дефект № 4, датчик 12), что составляет 0,42егтметалла согласно сертификатным данным. Все полученные результаты использованы при расчетах.

Для экспериментальных исследований на квазистатическую прочность (согласно ДИН 2342) вырезана из обвязки катушка трубопровода с дефектами и смонтирована заглушками, штуцерами для подачи давления воды, для подключения манометра и установка на опоры. Программа испытаний предусматривала нагружения циклической гидравлической нагрузкой в количестве 51 цикл с одновременными измерениями напряжений в окрестности дефектов, посредством установленных тензодатчиков. Количество циклов определялось тем фактом, что за год каждое дефектное сечение подвергается изменению давления от 0 до 7,5 МПа в среднем 5 раз. Поэтому катушка была подвергнута нагрузке, которую она могла получить за 10 лет эксплуатации и затем проведены испытания на прочность, плотность и разрыв. После того, как труба выдержала испытания на прочность и плотность без визуальных изменений в области дефектов, давление ступенчато поднималось от 13 МПа до 20,3 МПа с выдержкой не менее трех часов на каждой ступени для возможного подрастания дефектов. При давлении 20,3 МПа была зафиксирована значительная пластическая деформация по центру трубы (периметр окружности в этом сечении увеличился на 15 см), и появление четырех осевых трещин, расположены на цепочках дефектов. Разрушение произошло при давлении 25,0 МПа, при этом длина трещины разрыва не превысила 25 см. Эти испытания были проведены при температуре

Рис. 1. Исследуемое дефектное сечение в районе опоры №77 трубопроводной обвязки нагнетателя № 44 цеха №4 КС "Юбилейная" предприятия "Севергазпром"

ст, М 200

160 <20 90 40 О

Рис. 2. Результаты тензометрирований в окрестностях дефектов: 7-| 2 - номера тензодатчиков (8, И - вдоль оси трубопровода; 7, 9, 12 - в кольцевом направлении).

окружающей среды +20-25°С. Для конкретизации полученных результатов определены фактические механические характеристики металла трубы (фирма "Италсидер" ТУ-28-4-77-М), значения которых при Т = 25°С оказались выше сертификатных по условному пределу текучести на 11%, а по пределу прочности на 4% соответственно.

Для полноты эксперимента, а также для апробации технических решений по восстановлению работоспособности обвязки (глава 4) было проведено экспериментальное исследование на аналогичной катушке с дефектами, вырезанной из действующей обвязки, но при отрицательных температурах окружающей среды (от -10°С до -18°С) (рис. 3). На группу дефектов 1а и 2а катушки был смонтирован хомут по предложенному в главе 4 способу. Хомутом была усилена одна группа дефектов, вторую группу (№ I и № 2) оставили контрольной. Проведены испытания циклическим нагружением на остаточный ресурс отремонтированной трубы. Для регистрации изменения напряжения при испытании были наклеены в районе дефектов и на свободной поверхности тензодатчики. А также использовался прибор ультразвукового контроля для определения зарождения трещин. Запланированное количество полных циклов давления от 0 до 7,5 МПа N = 500. Анализ показаний контрольных тензодатчиков бездефектного участка трубы показал отсутствие остаточных деформаций после пятисот циклов нагружения давлением. Согласно показаниям датчиков в вершине каверн № 2 и в нижней части дефекта № 1 возникли небольшие остаточные напряжения , т.е. в процессе нагружения появились пластические деформации, а ультразвуковым контролем отмечено зарождение трещины. Однако, визуально они обнаружены не были. Результат контроля отремонтированных дефектов (№ 1а и № 2а) показал, что металл работает в упругой области, зарождения трещин нет. Далее катушка с дефектами была подвергнута испытанию на остаточную прочность при Т = -18°С. Разрыв трубы зафиксирован при давлении 20 МПа. При этом отмечено снижение уровня вязкости стали. Длина трещины при разрушении достигла 1,2 м. В зоне отремонтированной части трещин не обнаружено. Полученные результаты экспериментов использованы для получения теоретической величины остаточного ресурса обвязки, а также позволили сделать ряд практических выводов.

В третьей главе выполнены расчетно-теоретические исследования работоспособности технологической обвязки трубопроводов с поверхностными дефектами.

Основываясь на теории концентрации напряжений обоснован вывод о том, что при имеющихся на трубах обвязки дефектах разрушения в статическом режиме эксплуатации не произойдет.

Действительно, используя значение теоретического коэффициента концентрации напряжений для каверн в зависимости от их длины и глубины

Рис. 3. Гидростенд для испытания на долговечность

1 - штуцер с манометром; 2 - опоры; 3 - система розеток тензодатчиков; 4 - отремонтированная часть трубы с цепочкой дефектов

рассмотрим исследуемые дефекты на возможность образования внутри них трещины. Из анализа полученных напряжений (глава 2) выбираем максимальные значения <тПр и <тк для дефекта. Используя энергетический

критерий теории прочности, определяем максимальное значение интенсивности напряжений для каждого дефекта. Как показывает анализ полученных результатов, значение максимального напряжения в исследуемых дефектах не превышает предела текучести металла ((Хт = 488 МПа), что отражено в таблице 1 для шести наиболее опасных дефектов.

Таблица 1.

Оценка напряженного состояния в зоне дефектов

№ дефекта, размер ы(мм) а;, коэффициент концентрации er j, МПа '°"1тах>МПа

1(65x12x2,5) 1,94 1671 3250

2(55x10x4) 2,93 1486 4353

3(65x11x3,5) 2,52 1277 2313

4(20x10x2,5) 2,02 1144 2313

5(46x10x3,5) 2,62 1480 3881

6(30x13x2,5) 1,83 ; 1521 2779

Критерием образования трещины в дефекте является соотношение: максимальное значение интенсивности напряжений в дефекте не превышает истинного предела прочности металла, т.е. значения интенсивности напряжений, соответствующего началу шейкообразования на диаграмме деформирования (SB). В нашем случае SB и 600 МПа.

Далее выполнен анализ нагрузок и воздействий на трубопроводную обвязку. Для этого построена гистрограмма изменения давления и температура газа во времени для каждого дефектного участка за три года с использованием фактических данных из эксплуатационного журнала цеха № 4. Кроме того, в течение трех сезонов были наклеены в районе шести наиболее опасных дефектных сечений датчики нагружения, из анализа результатов показаний которых оказалось возможным построить график нагрузок и воздействий, изменяющихся во времени.

Все оставшиеся в обвязке 28 дефектных сечений с цепочками каверн были рассчитаны с учетом реально-действующих нагрузок и воздействий по программе "LOKAL", разработанной методики определения несущей способности локальных дефектов стенки трубы, в которой для каждогб дефекта определяется напряженно-деформированное состояние для наиболее

шасного сочетания нагрузок и воздействий. Далее результат проверяется по сритериям СНиП 2.05.06-85 и деформационному критерию прочности с целью тределения уровня работоспособности каждого дефектного сечения. Расчет юказал, что каждое из оставшихся в обвязке дефектных сечений работает в >бласти допускаемых напряжений.

Особенностью эксплуатации трубопровода технологической обвязки [вляегся то, что они находятся под действием циклической нагрузки, >бусловленной изменением давления и температуры газа в процессе ксплуатации. Поэтому требуется оценить ее долговечность и остаточный >есурс.

В теоретическом плане решения проблемы остаточного ресурса (Пирается на модели суммирования повреждений, вероятностные законы гагружения конструкции и статистические свойства характеристик материала, I том числе, его трещиностойкости. Для ряда конструкций в авиации, нергетике, машиностроении разработка задачи оценки ресурса проведена ;остаточно подробно и построена на значительном по объему статистическом 1атериале.

Для газопроводных труб в настоящее время такие обоснования ■тсутствуют, что затрудняет использование указанной теории. В то же время озможно применение экспресс-методов анализа остаточного ресурса рубопроводов на основе гипотезы линейного суммирования повреждений, оторые дают оценку ресурса с несколько завышенным запасом прочности.

Исходим из предположения, что хотя бы в одном из существующих ;ефектов обвязки есть царапина, т.е. количество циклов до зарождения рещины в расчете не учитывается, что идет в запас надежности. Расчеты роведены для шести наиболее опасных дефектов. Амплитуда нагрузки адавалась из условия

Ршах-Рш!п = 1-д75;0,5;0,25

Значение допускаемого числа циклов до разрушения на стадии роста рещины Ыр определялось полуэмпирическим методом исходя из формулы для корости роста трещины для трубных сталей.

Спектр нагруженности трубопроводов оценивался согласно анализу зписей в эксплуатационном журнале цеха. Приближенным интегрированием пределялось количество циклов до разрушения при принятом виде агружения.

При оценке долговечности (в годах) в сложных условиях эксплуатации рубопроводной обвязки применялся принцип суммирования повреждений, огласно которому в сложном циклическом режиме происходит накопление

повреждений в дефектных местах. Разрыв трубы происходит при накоплен!» повреждений, равных 1 (или 100%)

П=М100 | N75 , N50 , N25

N100 N75 N10 N^5

здесь Мщ),N75 - максимальное количество циклов, которое може-

ДР

выдержать труба при режимах нагружения соответственно = 1;0,75;0,5;0,25.

Введен запас на долговечность п = 10 (учитывая большой разбро! экспериментальных результатов по аналогичным сталям).

Для рассматриваемой обвязки минимальным значением времени, ] течение которого данный дефект не приведет к разрушению трубы определился временем 4,5 года.

В четвертой главе на основе комплексных натурных и расчетны: исследований, выполненных в предыдущих главах, обсуждены методь восстановления дефектных участков трубопроводов и разработан новый практически применимый в условиях КС, метод восстановлена работоспособности обвязочных трубопроводов. При постановке задач] отмечено, что разработка 'конструкций по восстановлению несуще] способности участка трубопровода опирается на методики по оценк напряженного состояния в зонах дефектов.

Выполнен анализ методов и средств, применяемых в зарубежно; практике, в том числе компании "Бритиш Газ", трубопроводных фирм США Канады. Рассмотрены зарубежные и отечественные материалы по обзор существующих методов ремонта трубопроводов, их областей применения, том числе, устранение повреждений, вызванных общей коррозией, исправлени выбоин, подрезов, вмятин и т.п. Проанализированы конструкция и технологи восстановления дефектных участков за счет использования охватывающи муфт с эпоксидным заполнением, которые нашли наиболее широко распространение. Показано, что данная разработка достаточно эффективна дл линейных участков трубопроводов и не предназначена для конструкци обвязочных трубопроводов сложной конфигурации.

В связи с этим поставлена и решена задача по разработке способ восстановления дефектного участка трубопровода для условий КС. Основна идея этого способа состоит в том, чтобы создать в зоне дефекта напряжени обратного знака по отношению к действующим рабочим напряжениям, дл того чтобы уменьшить влияние фактора концентрации напряжени "разгрузить'' дефектный участок, тем самым, увеличив его несущу!

пособность. Конструкция и принцип работы данного способа показаны на |Ис. 4. Высоконапорный стальной трубопровод 1 имеет поверхностный дефект виде глубокого вырыва-канавки 2. В результате этого уменьшается рабочая олщина стенки в месте дефекта и соответственно увеличиваются .ействующие кольцевые напряжения. В соответствии с предлагаемым ешением пространство 2 заполняют пластичным металлом 4, который пособен воспринять на себя часть действующего напряжения в случае оздания натяга. Узкая прокладка 4, ориентированная строго по дефекту и овторяющая очертания канавки-вырыва 2 с нахлестом на каждую сторону, вкладывается на дефектную зону в свежеотожженном состоянии. Два тальных полухомута 3 имеют внутренний диаметр на 2-4 мм больше аружного диаметра дефектного участка трубопровода и охватывают рубопровод, стягиваясь на нем стандартными болтами (М27 или МЗО), оторые обеспечивают усилия сжатия на прокладку порядка 60-80 кН. Таким бразом, данная конструкция в принципе решает задачу восстановления аботоспособности дефектного участка, при этом она может монтироваться в руднодоступных местах с применением простой технологии.

С целью решения вопроса о ее практическом использовании в практике ксплуатации была разработана методика и проведены специальные испытания онструкции. Для этого был изготовлен стенд, включающий дефектный часток трубопровода с подключенными к нему системой подачи воды, идроагрегатом, манометром. В зоне дефекта были установлены тензодатчики система тензоизмерений, а также применена система акустической эмиссии ля анализа возможных скрытых дефектов. На начальном этапе были измерены апряжения до установки устройства с хомутами и после того как был еализован натяг. В процессе циклических гидроиспытаний в количестве 300 агружений (цикл: давление рабочее (р ~ 7,5 МПа). р = 0) фиксировали гачения напряжений и сигналы акустических датчиков. В результате было оказано, что дефектный участок, усиленный предложенной конструкцией, оказал достаточную работоспособность. Затем участок трубопровода был эведен до разрушения, при этом разрушение произошло вдали от зоны, где или установлены полухомуты. Тем самым, комплекс испытаний показал эдежность предлагаемого способа восстановления работоспособности гфектного участка. Помимо этих испытаний были выполнены так ззываемые климатические испытания, состоящие в том, что аналогичная шструкция с полухомутами 3 пластичным металлом 4 была смонтирована на исток трубопровода и подвержена влиянию естественных климатических :ловий на площадке КС в течение года.

После того как был выполнен демонтаж устройства, следов образования эррозии, эрозии или других отрицательных воздействий в зоне канавки-лрыва 2 и под полухомутами отмечено не было.

А-А

Рис. 4. Способ восстановления несущей способности дефектного участк (Рс - рабочее давление, Р. - усилие натяга). 1 - труба, 2 - дефект, 3 - полухомут, 4 - пластичный металл.

Таким образом, испытания предложенного способа дали положительные езультаты и на основе данных разработок были сформулированы екомендации по восстановлению дефектных участков обвязочных рубопроводов.

Основные результаты и выводы

1. Выполнено комплексное исследование по оценке работоспособности дефектных участков обвязочных трубопроводов компрессорной станции, включающее длительные измерения напряженно-деформированного состояния в окрестности дефектов, расчетно-теоретический анализ, натурные испытания при переменных нагрузках.

2. Разработана методика контроля напряженного состояния в зона дефектов и его оценки на основе теории конструкции напряжений.

3. Разработана методика натурных испытаний дефектных участков трубопровода, на основе которой появилась возможность оценить их работоспособность.

4. Выполнено расчетно-экспериментальное исследование кольцевых и эквивалентных напряжений в зона дефектов типа подрезов, вырывов, раковин, а также величин коэффициента концентрации напряжений и показано, что их расчетные значения на 5-10% ниже результатов натурны измерений.

5. Разработана инженерная методика оценки ресурса участка газопровода с поверхностными дефектами, позволяющая в сочетании с контролем напряженного состояния осуществлять безопасную эксплуатацию таких участков и принятие решения о их замене.

6. Разработаны метод и конструкция для восстановления работоспособности дефектных участков обвязочных трубопроводов, в которые реализован принцип создания напряжений в зоне дефекта обратного знака для обеспечения разгрузки и увеличения несущей способности дефектного участка трубопровода. Натурные испытания конструкции в условиях циклических нагружений, а также испытания до разрушения в комплексе с тензоизмерениями и акустическими методами показали ее высокую надежность.

7. На основе результатов работы появилась возможность научно обоснованно принимать решения об эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций и сроках вывода их в реконструкцию, что было реализовано на примере обвязки трубопроводов цеха № 4 компрессорной станции "Юбилейная" предприятия "Севергазпром".

Основные публикации по теме диссертации были опубликованы:

1. Заец А.Ф. Натурные испытания технологических трубопроводе!: имеющих дефекты - Научно-техн.сб. "Транспорт и хранение газа", 1-2, 1996.

2. Заец А.Ф. Анализ работоспособности трубопроводной обвязю компрессорной станции. - Строительство трубопроводов, 1996, № 1. - С. 2-4.

3. Заец А.Ф. Восстановление несущей способности трубопроводо) компрессорной станции. - В сб. научных трудов ВНИИГАЗа "Проблемь ресурса газопроводных конструкций". - М., ВНИИГАЗ, 1995. - С. 50-58.

4. Заец А.Ф., Курганова И.Н. Натурные исследования участк; технологического трубопровода с поверхностными дефектами. - В сб. научны: трудов ВНИИГАЗа "Проблемы ресурса газопроводных конструкций" - М. ВНИИГАЗ, 1995.-С. 13-16.

5. Заец А.Ф., Курганова И.Н., Харионовский В.В.. Комплексный анали: ресурса трубопроводов компрессорной станции, имеющих дефекты. - Газова: промышленность, 1996, сентябрь-октябрь. - С. 37-40.

6. Заец А.Ф., Курганова И.Н. Оценка ресурса трубопроводо: компрессорных станций, имеющих дефекты. Научно-технический сб "Транспорт и хранение газа". 3-4. - С. 3-8, 1996.

7. I.N. Kurganova, A.F. Zayets. Restoring the supporting capacity о compressor station (cs)'s framework with pipe surface defects. - Proceedings of the st International Pipeline Conference - IPC'96, vol. 2, p.p. 629-635, USA, New York 1996/

8. Заец А.Ф. Исследования участка газопровода, имеющего дефекты. - I сб.научных трудов ВНИИГАЗа Проблемы надежности конструкцш газотранспортных систем. - М. ВНИИГАЗ. 1998. - С. 179-183.

С. 21-24.

Соискатель

На правах рукописи

УДК: 543.06:665.632.073.3

ЗАЕЦ АНАТОЛИЙ ФЕДОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ПРИ НАЛИЧИИ ДЕФЕКТОВ

Специальность 05.15.13 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов,

баз и хранилищ

Л

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 4

ГЛАВА 1. ОЦЕНКА РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ - АКТУАЛЬНАЯ ЗАДАЧА ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ 7

1.1. Анализ работоспособности технологических трубопроводов 7

1.2. Обзор литературы по методам расчета трубопроводов КС 9

1.2.1. Статический расчет 9

1.2.2. Динамический расчет 11

1.2.3. Поверочные расчеты трубопроводов обвязки КС, находящихся в эксплуатации 12

1.3. Конструктивные и технологические решения обвязок трубопроводов компрессорных станций 15

1.4. Цель и содержание диссертации 16

ГЛАВА 2. НАТУРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ ПРИ НАЛИЧИИ ДЕФЕКТОВ (НА ПРИМЕРЕ КС «ЮБИЛЕЙНАЯ» 22

2.1. Постановка задачи исследований 22

2.2. Методика натурных исследований трубопровода с дефектами (цех № 4 КС «Юбилейная» 24

2.3. Натурные испытания дефектного участка трубопровода 29

2.4. Определение фактических механических характеристик металла участка трубопровода с дефектами 46

2.5. Исследования напряженного состояния и оценка долговечности трубопроводов с дефектами 47

2.6. Результаты натурных исследований технологической обвязки агрегатов № 4 и определение ресурса 54

ГЛАВА 3. ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ДЕФЕКТОСКОПИИ 61

3.1. Постановка задачи 61

3.2. Методы прочностных расчетов трубопроводов, имеющих дефекты 64

3.3. Расчеты трубопровода с дефектами на циклические нагрузки 77

3.3.1. Схематизация реальных циклов нагружения 77

3.3.2. Применение принципа суммирования повреждений 79

3.3.3. Критерии прочности при малоцикловом нагружении 80

3.3.4. Критерии трещиностойкости элементов трубопроводов по отношению к усталостным трещинам 82

3.4. Определение несущей способности трубопроводов

цеха № 4 83

3.5. Методы расчетов трубопроводов с повреждениями

на циклические нагрузки 88

ГЛАВА 4. МЕТОДЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ, ИМЕЮЩИХ ДЕФЕКТЫ НА ПОВЕРХНОСТИ 92

4.1. Постановка задачи 92

4.2. Анализ существующих методов, применяемых при восстановлении магистральных трубопроводов 93

4.3. Способ восстановления трубопроводов компрессорной станции 102

4.4. Натурное испытание трубопровода с использованием предложенного способа 108 Сводка результатов и выводы 118 Список использованных источников 120

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Технологические трубопроводы компрессорных станций относятся к наиболее ответственным трубопроводам газотранспортной системы. Их отличают сложная конструкция, высокий уровень монтажных и эксплуатационных нагрузок, повышенные требования по безопасности, предъявляемые к объектам высокого давления газа. В связи с этим эти объекты отнесены по линии Госгортехнадзора к высокой категории сложности (категория В), что связано также с близостью компрессорных станций к крупным населенным пунктам.

С увеличением сроков эксплуатации в технологических трубопроводах могут возникать различного рода дефекты, вызванные нерасчетными ситуациями, ошибками при строительстве, коррозионными воздействиями, непрогнозируемыми изменениями гидрогеологических условий и т.п. Кроме того, в обвязках имеется ряд мест значительной концентрации напряжений (тройники, отводы, крановые узлы и т.д.), в которых открытые или поверхностные дефекты могут развиваться в условиях переменных нагрузок, включая вибрации трубопроводов. Проектные расчеты и натурные измерения свидетельствуют о том, что уровень напряженно-деформированного состояния обвязочных трубопроводов КС выше, чем на линейной части газопроводов и в номинальных режимах достигает 0,72 предела прочности труб. Из практики эксплуатации известен ряд аварий на компрессорных станциях с тяжелыми последствиями, причиной которых были дефекты в трубопроводных обвязках.

Таким образом, задача по разработке методов оценки работоспособности обвязочных трубопроводов, имеющих дефекты, является актуальной. Решение этой задачи позволит как на стадии эксплуатации, так и этапе проектирования получить научную основу для расчетов прочности, несущей способности обвязочных трубопроводов в условиях сложного нагружения, оценки их остаточного ресурса для конкретных условий, а также даст возможность для теоретического обоснования новых методов и средств по восстановлению участков трубопроводов, имеющих дефекты.

Тем самым, за счет решения этой задачи может быть повышен уровень надежности и безопасности эксплуатации объектов компрессорных станций.

Целью работы является разработка методов оценки работоспособности трубопроводов КС на основе расчетно-теоретических и натурных исследований, включая разработку конструктивных решений по восстановлению дефектных участков.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие

задачи:

- определить на основе натурных исследований напряженно-деформированное состояние в зонах дефектов трубопроводов;

- определить на основе расчетно-теоретических исследований, работоспособность и остаточный ресурс дефектных участков трубопроводов с учетом циклических нагрузок;

- определить на основе модельных испытаний участка трубопровода с дефектами типа вырывов, подрезов работоспособность трубопровода с такого вида дефектами,

- определить по результатам теоретических и натурных исследований статические и динамические деформации и напряжения в окрестности дефектов;

- разработать метод восстановления трубопроводов, имеющих дефекты на поверхности

Для решения поставленных задач в четырех главах работы изложены результаты натурных исследований трубопроводов компрессорных станций при наличии в них дефектов, включающие длительные тензометрические измерения напряженно-деформированного состояния в окрестностях дефектов, испытания на циклические нагрузки, механические испытания труб. Наряду с натурными исследованиями представлены расчетные материалы по оценке напряженного состояния и остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, выполненные с применением известных методов строительной механики. На основе этих разработок в заключительной главе дан анализ методов восстановления дефектных участков трубопроводов и предложен метод, который наиболее приемлем для трубопроводов компрессорных станций.

Разработанный метод и практические выводы по работе нашли применение в отраслевой Программе ОАО «Газпром» «Комплексная система диагностики и технической инспекции магистральных газопроводов» (с 1995 г.), «Межгосударственной программе «Высоконадежный трубопроводный транспорт» и тематических отраслевых планах НИР, начиная с 1991 г.; методике оценки работоспособности участков трубопроводов с протяженными дефектами, 1996 г., утвержденной руководством ОАО «Газпром».

Технический эффект от внедрения диссертационной работы получен на компрессорной станции «Юбилейная» предприятия «Севергазпром».

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на заседаниях секции Ученого совега ВНИИГАЗа «Надежность и ресурс газопроводов», технического совета Предприятия 20ргэнергогаз», 1-й Международной конференции по трубопроводам (Канада, Калгари, июнь 1996 г.).

ГЛАВА 1. ОЦЕНКА РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ - АКТУАЛЬНАЯЧ ЗАДАЧА ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

1.1. АНАЛИЗ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Технологические трубопроводы компрессорных станций и прежде всего трубопроводные обвязки нагнетателей ГПА относятся к наиболее ответственным трубопроводам газотранспортной системы. Их отличают сложная конструкция (пространственная конфигурация обвязки), высокий уровень монтажных и эксплуатационных нагрузок, статического и динамического характера, повышенные требования по безопасности, предъявляемые к объектам высокого давления газа. В связи с этим эти объекты отнесены по линии Госгортезхнадзора к высокой категории сложности (категория В).

С увеличением сроков эксплуатации в сложной конструкции обвязки могут возникать различного рода дефекты, вызванные нерасчетными ситуациями, огрехами при строительстве, коррозионными воздействиями, непрогнозируемыми изменениями гидрогеологических условий и т.п. Кроме того, в обвязках имеется ряд мест значительной концентрации напряжений (тройники, отводы, крановые узлы и т.д.), в которых открытые или поверхностные дефекты могут развиваться в условиях переменных нагрузок, включая вибрации трубопроводов. Проектные расчеты и натурные измерения свидетельствуют о том, что уровень напряженно-деформированного состояния обвязочных трубопроводов КС выше, чем на линейной части газопроводов и в номинальных режимах достигает 0,72 предела прочности труб. Из практики эксплуатации известен ряд аварий на компрессорных станциях с тяжелыми последствиями, причиной которых были дефекты в трубопроводных обвязках.

Несмотря на это, научные исследования в области повышения надежности эксплуатации трубопроводных конструкций не полностью отвечают современным требованиям, не учитывают специфику работы компрессорных станций, а комплексного анализа работоспособности

обвязочных трубопроводов при наличии в них дефектов до настоящего времени не проводилось.

Так, в отрасли до 1987 г., расчеты технологических трубопроводов на стадии проектирования выполняли только на статическую прочность. При этом алгоритм соответствующих вычислительных программ включал в себя:

а) расчеты трубопроводов:

- плоских, пространственных, разветвленных, с замкнутыми контурами;

- с волнистыми, линзовыми, сальниковыми и др. компенсаторами подобного типа;

- с различными типами концевых и промежуточных опор;

- подверженные различным нагружающим факторам: температурному расширению, внутреннему давлению, сосредоточенным и распределенным нагрузкам, смещениям опор;

б) в расчетах учитываются:

- силы трения в опорах скольжения;

- отклонения тяг подвесок от вертикального положения;

- опоры с односторонними связями, включая пружинные опоры;

- упругую податливость узлов врезок трубопровода в аппараты листовой конструкции (колонны, емкости, резервуары);

в) Программа может осуществлять:

- автоматический подбор пружин для упругих опор и расчет их затяжки;

- оценку напряжений по различным нормам;

г) поверочные расчеты выполняются для различного состояния обвязок

КС:

- гидравлические испытания;

- различных вариантов сочетаний работающих и резервных ГПА при различных режимах работы обвязки (летнего, зимнего).

В 1987 г. ВНИИГАЗом была разработана Методика расчета технологических трубопроводов компрессорных станций, предназначенных для проектных институтов, которая включала расчеты на статические и динамические нагрузки.

Однако, при эксплуатации возникают новые вопросы, и один из первоочередных - принципиальная возможность эксплуатации участков трубопроводов при наличии в них дефектов. Для газонефтепроводов линейной части (III, 1У категории по СНиП) определенные наработки имеются, так, в США имеется стандарт В31.0, в соответствии с которым определяются допустимые дефекты типа утонения стенки или размера каверны. В газовой отрасли также разработаны рекомендации по оценке работоспособности линейных участков газопроводов при наличии в них поверхностных дефектов. Что касается технологических трубопроводов, то для них нужно выполнить специальные исследования, включающие комплекс натурных и расчетных разработок, учитывающих специфику работы трубопроводов КС. Эти исследования представлены в настоящей работе.

1.2. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО МЕТОДАМ РАСЧЕТА ТРУБОПРОВОДОВ КС

В отечественной практике руководством при проведении расчетов технологических трубопроводов компрессорных станций (КС) на статические и динамические нагрузки проектными институтами является «Методика расчета технологических трубопроводов компрессорных станций» [32], созданная на базе пакета прикладных программ «Старт» и «АК-2».

1.2.1. СТАТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

В основе статического расчета трубопроводов КС лежит методика расчета по предельным состояниям в соответствии со СНиП [47]. Программа «Старт» [1] предназначена для статического расчета трубопроводов:

- плоских, пространственных, разветвленных, с замкнутыми конгурами;

- с волнистыми, линзовыми, сальниковыми и др. компенсаторами подобного типа;

- с различными типами концевых и промежуточных опор;

- подверженных различным нагружающим факторам.

Методика [32] рассматривает конструкцию обвязки КС как многократно статически неопределимую систему, в которой возникают усилия от воспринимаемого температурного перепада, внутреннего давления, весовой нагрузки, усилий трения на площадках опирания трубопровода и разгрузочных опорах, монтажных растяжек, а также других факторов определяющих напряженно-деформированное состояние (НДС) конструкции. При этом программа «Старт» позволяет учитывать:

- силы трения в опорах скольжения;

- отклонения тяг подвесок от вертикального положения;

- опоры с односторонними связями, включая пружинные опоры;

- упругую податливость узлов врезок трубопровода в аппараты листовой конструкции (колонны, емкости, резервуары).

Раскрытие статической неопределимости производится в рамках стержневой модели методами строительной механики. В частности, программа «Старт» реализует комбинацию метода сил и метода перемещений. Разность изгибной жесткости в плоскости прямолинейного и криволинейного (отвода) элементов учитывается с помощью коэффициентов понижения жесткости отвода и увеличения продольных напряжений от изгибающего момента, лежащего в плоскости отвода. Полученные в результате расчета значения напряжений проверяются на удовлетворение предельным состояниям по СНиП 2.05.06 - 85. В результате статического расчета на ЭВМ выдаются:

- реакции концевых и промежуточных опор;

- деформации компенсаторов (угловые, осевые, сдвиговые);

- внутренние усилия в трубопроводе;

- перемещения в заданных точках трассы;

- данные по затяжке пружин;

- расчетные и допускаемые напряжения.

Программа «Старт» допускает, однако, задействование и других норм для оценки прочности трубопроводов.

В США расчет трубопроводов КС регламентируется стандартом [61]. Различия между американскими нормами и СНиП [47] в последнее время широко освещались в литературе, например [1, 60].

1.2.2. ДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

Работа компрессорных станций, оборудованных как поршневыми, так и центробежными нагнетателями, сопровождается сложными динамическими процессами в газовых потоках [5, 7]. Эти процессы являются причиной возникновения реактивных динамических сил в элементах трубопроводной обвязки, которые вызывают вибрационные процессы механической системы: трубопровод - опорные конструкции - запорная арматура - технологические аппараты. Параметры вибрационных процессов зависят от аналогичных параметров динамических сил, точек и направлений их приложения, и динамических характеристик вышеупомянутой механической системы. Таким образом, пульсации давления газа, обусловленные импульсами от работающих нагнетателей, создает вынуждающую нагрузку на систему обвязочных трубопроводов [6]. Периодически изменяющаяся во времени нагрузка приводит к вынужденным колебаниям [7] или параметрически возбуждаемым [9, 49] колебаниям трубопроводов. На КС, оборудованных поршневыми газомотокомпрессорами вынуждающую нагрузку определяют значительные пульсации давления в перекачиваемом газе. Исходная вынуждающая нагрузка на КС, оборудованных центробежными нагнетателями обусловлена, в частности, «разностными» пульсациями газа, возникающими из-за того, что регулирование производительности нагнетательных агрегатов, работающих на общую трубопроводную систему, производят изменением числа оборотов каждого компрессора в отдельности [5-8]. Известно, что вибрационные процессы снижают эксплуатационную надежность элементов трубопроводной обвязки. Динамический расчет обвязки КС на этапе проектирования в соответствии с [32] проводится с использованием прикладных программ «АК.-2» (расчет параметров пульсации потока) и «КРУ-2» (расчет параметров вибрации) и включает в себя следующие основные этапы:

- расчет амплитудно-частотных характеристик (АЧХ) газодинамической системы трубопровода, анализ АЧХ, определение зон возможных резонансных колебаний потока газа и отстройка от резонанса;

- расчет и анализ АЧХ механической системы «трубопровод - опорные конструкции», определение резонансных условий вибрации, отстройка от резонанса;

- расчет вынужденных колебаний давления газа и оценка доп