автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.11, диссертация на тему:Влияние длительной эксплуатации на напряженное состояние технологических трубопроводов обвязок компрессорных станций

На правах рукописи

0034ьаьоо

САДРТДИНОВ РИФ АНВАЮВИЧ

ВЛИЯНИЕ длительной эксплуатации на напряженное состояние технологических трубопговодов обвязок компрессорных станций

05.02.11 -методы контроля и диагностика в машиностроении

автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 1 НОЯ 2008

Екатеринбург -2008

003453668

Диссертационная работа выполнена в Ордена Трудового Красного Знамени Институте Фюики Металлов УрО РАН и в ООО «Тюмен-трансгаз»ОАО «Газпром».

Научны й руководитель - доктор технических наук, профессор

Сурков Юрий Петрович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Корзунин Геннадий Семенович,

Защита состоится «19 »_____декабря_2008 г. в _11_ часов на заседании диссертационного совета Д 004.003.01 при Институте физики металлов УрО РАН, по адресу: 620041, г. Екатеринбург, ул. С. Ковалевской, 18.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИФМ УрО РАН.

кандидат технических наук, с.н.с., Матвиенко Анатолий Филиппович

Ведущая органгоация -ГОУ ВПО «Уральский государствен-

ный технический университет -УПИ», г. Екатеринбург

Автореферат разослан « -/ » 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор ф из ико-м атемэтических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Опыт эксплуатации газопроводов показывает, что наиболее тяжелые последствия отказов газотранспортной системы, связанные с авариями в зоне компрессорных станций (КС), являются следствием высоких действующих нагрузок, возникающих при эксплуатации. Они способствуют зарождению, накоплению и развитию дефектов, а так же понижению надежности соответствующих элементов конструкции, в особенности с большим (более 20-ти лет) сроком эксплуатации.

Действие не проектных нагрузок предшествует моменту возникновения отказа; данные события разделены значительным промежутком времени и опасную ситуацию можно было бы обнаружить во время целенаправленного диагностического обследования напряженного состояния соответствующего оборудования. Поэтому изучение влияния длительной эксплуатации на напряженное состояние трубопроводов обвязок КС является достаточно актуальной задачей в плане обеспечения энергетической безопасности системы газоснабжения.

Напряженное состояние эксплуатируемого трубопровода, определяющее его прочностную надежность, зависит от нескольких источников нагрузки - в общем случае от суммы исходных напряжений, рабочих напряжений от внутреннего давления газа, а также накопленных остаточных напряжений, возникающих в ходе эксплуатации трубопровода. Поэтому основными задачами при оценке напряженного состояния трубопроводов является определение уровня и характера распределения фактически действующих напряжений, определение происхождения обнаруженных напряжений, в особенности их максимальных значений и схемы напряженного состояния, а также оценка дальнейшей безопасности эксплуатации обследованной конструкции (сопоставления допустимых и фактически действующих напряжений).

В настоящей работе оценка уровня и распределения напряжений на обследуемой трубной поверхности выполнялась с использованием магнитного метода, основанного на свойстве ферромагнитных материалов изменять магнитные характеристики (намагниченность или магнитную проницаемость) под действием механических напряжений. Задачей настоящей работы являлось определение напряженного состояния технологических трубопроводов обвязки центробежных нагнетателей после длительной (около 20 и более лет) наработки, начиная с исходного состояния труб до начала эксплуатации.

Целью настоящей работы являлось последовательное сравнение напряженного состояния технологических трубопроводов, начиная с ис-

ходного состояния до начала эксплуатации труб без давления газа, далее с нагрузкой до текущего момента эксплуатации и оценка возможности безопасной дальнейшей эксплуатации обвязок центробежных нагнетателей.

Научная новизна.

1. Для аттестации напряженного состояния труб при их обследовании использован способ оценки уровня и характера распределения напряжений в трубных конструкциях, использующий чувствительность магнитных свойств ферромагнитных материалов (намагниченности или магнитной проницаемости) к действию механических напряжений. Показана возможность количественного определения предложенным способом знака и уровня фактически существующих остаточных или внешних приложенных ориентированных напряжений для распространенных трубных сталей с феррито-перлитной структурой.

2. На основании оценки напряженного состояния труб аварийного запаса показано, что неэксплуатированные трубы имеют высокий и неоднородный уровень остаточных технологических напряжений (от 100150 МПа сжатия до 300-350 МПа растяжения), обусловленных неравномерностью формовки тела трубы. Уровень остаточных напряжений технологического происхождения может достигать уровня нормативных рабочих напряжений. К моменту начала эксплуатации состояние трубных элементов обвязки наследует сохранившуюся схему остаточных технологических напряжений. Характер распределения напряжений на главных трубопроводах (входном, выходном и рецир-кутационном) соответствует главны»« образом технологическим остаточным напряжениям.

3. Предложена система обобщенных показателей напряженного состояния трубопроводов обвязки нагнетателя, позволяющая на основании определения вида, положения и состояния наиболее напряженного функционального трубопровода нагнетателя сравнивать состояние разных трубопроводов и разных нагнетателей в пределах одного компрессорного цеха. Представительной обобщенной характеристикой обвязки нагнетателя является вид и показатели напряженного состояния наиболее нагруженного функционального трубопровода нагнетателя.

4. Циклическое (повторно-статическое) нагружение трубопроводов обвязки рабочим давлением приводит к перераспределению напряжений - понижению крайних (экстремальных) значений напряжений,

уменьшению средних напряжений в сечении и уменьшению разброса -выравниванию уровня напряжений по сечению.

5. При нагружении трубопроводов обвязки внутренним давлением наибольший прирост напряжений в сечении наблюдается на участках с исходными остаточными напряжениями сжатия, а наименьший - на участках с остаточными напряжениями растяжения; при равенстве остаточных напряжений растяжения расчетным - прирост напряжений от внутреннего давления (возможность перегрузки трубы) отсутствует.

Практическая ценность.

1. На основании исследования состояния труб обвязки до эксплуатации, а также после длительной наработки (до 24 лет), установлена определяющая роль остаточных напряжений, возникающих в результате неравномерности формовки тела трубы, в формировании напряженного состояния обвязки на всей последующей стадии эксплуатации нагнетателя.

2. Для оценки положения наиболее напряженных зон (сечений) обвязки нагнетателя выбраны следующие количественные показатели состояния трубного сечения:

- максимальное и минимальное значение обнаруженных в сечении оточенных» напряжений;

- среднее напряжение из всех зафиксированных в сечении напряжений;

- среднее напряжение в каждом ю четырех секторов круговой диаграммы (центры секторов располагаются в положении 0, 3, 6 и 9 часов по условному циферблату), сравнительный уровень которых позволяет определить общую схему напряженного состояния выбранного сечения и возможное происхождение источника нагрузки. Выбор наиболее опасного трубного сечения определяется по совпадению положения максимальных «точечного» и «секторного» напряжений.

3. На основании проведенных обследований состояния обвязок нагнетателей для ком прессорных станций сходной конструкции установлено сходство положения наиболее напряженных сечений главных трубопроводов, что позволяет выделить следующие наиболее напряженные (потенциально опасные по возможности возникновения непроектных нагрузок)участки:

- входной трубопровод вблиз и люк-лаза;

- выходной трубопровод в месте выхода из нагнетателя. Обобщенной характеристикой нагнетателя является вид и показатели

напряженного состояния наиболее нагруженного функционального трубопровода нагнетателя.

4. Повторные обследования обвязок, выполненные в 2004 г. после первичных обследований в 2001 г., показали стабильность напряженного состояния по показателям максимальных обнаруженных напряжений, величинам и распределениям средних напряжений, при практическом сохранении коэффициента запаса прочности по пределу текучести на уровне 1,5, что свидетельствует о сохранении дальнейшей работоспособности станций после обследованной наработки, подтверждаемом также сохранением уровня регламентированных механических свойств металла труб и отсутствием дефектов в местах (сечениях) с максимальным уровнем обнаруженных напряжений.

Положения, выносимые на защиту.

1. Система анализа результатов обследования напряженного состояния технологических трубопроводов компрессорных станций в виде обобщенных показателей уровня и характера распределения напряжений в трубных сечениях:

- уровня максимальных, минимальных и средних «точечных» напряжений;

- амплитуда крайних значений обнаруженных напряжений (показателя неоднородности напряженного состояния сечения);

- средних напряжений в секторах обследованного сечения, характеризующих средние напряжения в вертикальном и горизонтальном направлениях трубного сечения или схему напряженного состояния в трубном сечении.

2. Использование магнитного метода контроля напряженного состояния трубных сталей с феррито-перлигной структурой, основанного на способности ферромагнитного материала изменять магнитную проницаемость под действием ориентированных напряжений.

3. Зависимость характера напряженного состояния технологических трубопроводов действующего нагнетателя от исходного распределения остаточных напряжений, возникших при первичной формовке тела трубы, т.е. исходного напряженного состояния труб.

4. Благоприятное влияние повторно-статического нагружения труб обвязки нагнетателя, имеющей неоднородное напряженное состояние, на перераспределение внутренних напряжений и снижение («сглаживание») среднего уровня напряжений за счет уменьшения напряжений сжатия.

5. Выбор в качестве обобщенной характеристики нагнетателя вид и количественные показатели напряженного состояния наиболее нагру-

женного функционального трубопровода нагнетателя, что позволяет производить объективное сравнение состояния (прочностной надежности) разных трубопроводов, и разных агрегатов в пределах компрессорного цеха.

6. Результаты обследования подземных и надземных участков обвязки нагнетателей после максимальной наработки (24 года), показывающие, что напряженное состояние и механические свойства материала труб, представленные результатами испытаний образцов (ГОСТ 1497-84), обладают удовлетворительным уровнем механических свойств (предел текучести 473-502 МПа, временное сопротивление 582-600 МПа, удлинение 26-27%, ударная вязкость КСи.20=7,4-9,6 кгс/см2, КСи^о=4,3-5,5 кгс/см2), соответствуют уровню требований, предъявляемых к свойствам металла труб нефтегазового сортамента, и не вносят ограничений на возможность продолжения эксплуатации технологической обвязки. Личный вклад автора. При непосредственном участии автора поставлена и решена задача стендовых испытаний несущей способности изолированных труб и трубной обвязки нагнетателя в целом, определено влияние длительной наработки на надежность (запас прочности) эксплуатируемых элементов трубной обвязки и возможность их дальнейшей эксплуатации.

Достоверность. Достоверность полученных теоретических и графических результатов обусловлена корректным использованием математического аппарата, базовых физических основ магнитных методов контроля, физико-механических свойств ферромагнитных материалов, подтверждена практическими диагностическими обследованиями действующего оборудования на объектах ООО «Тюменгрансгаз». Интерпретация результатов соответствует современным научным представлениям. Апробация работы и публикации. Основные положения и материалы диссертационной работы обсуждались и докладывались:

- на семинарах отдела неразрушающего контроля Института физики металлов УрО РАН в 2005,2006 и 2007 годах;

- на Пятнадцатой, Шестнадцатой, СемнадцатойМеждународных деловых встречах «Диагностика-2005,2006,2007», г. Сочи, г. Екатеринбург-2007 г;

- на тематических семинарах «Диагностика оборудования и трубопроводов КС» (Геленджик, 2005г.; с. Небуг, Краснодарский край, 2006г., 2007г.);

- на совещаниях ОАО «Газпром » с 2006 по 2007 гг.

Основные положения диссертационной работы нашли отражение в 5 журналах, рекомендованных ВАК.

Структура диссертации. Работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка литературы и приложений. Работа изложена на 314 страницах машинописного текста, включая 176 страниц иллюстрированного материала (130 рисунков, 112 таблиц) и списка использованной литературы го 87 наименований.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цели и задачи работы и приведена ее общая характеристика.

В первой главе излажена использованная методика определения параметров напряженного состояния элементов трубопроводов, с помощью накладного магниго-анизотропного датчика, устанавливаемого на трубную поверхность в выбранных контрольных точках для измерения величины и знака действующих ориентированных напряжений в трубных сталях класса К50-К65, использованных для калибровки датчика. Для получения количественных измерений при оценке уровня напряжений в трубах обвязки сигнал измерительного датчика был откалиброван путем нагружения натурных образцов наиболее распространенных трубных сталей (20,17Г1С, 09Г2С, Х-65, Х-70Х рис.1.

Уровень действующих напряжений определяется, для выбранного кольцевого контрольного сечения трубы, путем последовательной перестановки датчика в кольцевом направлении по условному циферблату с шагом 10 см.

Результаты измерения представляются для обследованного сечения в табличной (табл.1) и графической формах, характеризующих значения обнаруженных напряжений в контрольных точках обследованного сечения (рис.2).

В соответствии со СНиП 2.05.06-85 анализ напряженного состояния газопроводов выполняется по главным продольным напряжениям, величина которых от действия внутритрубного давления рассчитывается по формуле:

СТпр = 0,5Р(Р-25)/26(МПаХ где

В - наружный диаметр трубы, м; 5 - толщина стенки трубы, м.

| —»— 17Г1С —Ст20 10Г2ФБ —ЯН- Х65 —ж—09Г2С )

100 -«00

расчетное напряжение. МПа

Рисунок 1. Изменение сигнала датчика для образцов из разных сталей в зависимости от величины приложенной нагрузки (напряжений).

Таблица 2

Продольные напряжения по сечению трубы, МПа

о

Рисунок 2. Пример неравномерного распределения измеренных напряжений; труба 530x12, сталь Х60, р=6,5 МПа.

среднее

-299

Проверка газопровода на прочность производится из условия: 0^4/4 где

Спр -максимальные продольные напряжения,МПа; \\>4 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние фа-вен 1);

И.2 - расчетное сопротивление, МПа, определяемое по формуле:

1^2 "Кг" ш / (КгДн). где

к2н - нормативное сопротивление растяжению (минимальный предел текучести материала трубы);

ш - коэффициент условий работы, равный 0,6 для трубопроводов КС; К2 - коэффициент надежности по материалу, равный 1,15 для использованных труб технологических трубопроводов;

Кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, равный 1 для условий работы компрессорных станций.

Пример величины расчетного (проектного) сопротивления приведен в таблице 2 для исследованных технологических трубопроводов; коэффициент запаса прочности относительно предела текучести материала трубы при уровне продольных напряжений, равных допустимому значению Яг, составляет 1,9. В таблице 2 приведены также расчетные значения продольных напряжений для максимального проектного давления 7,5 МПа.

Таблица 2. _

Труба Сталь Назначение трубопровода R2h МПа R2 МПа Спр МПа CTnp/R2H

720x11,3 Х-65 ТПО нагнетателя 547 284 116 0,21

72пу16 Х-67 НТО ::?г"етателя 490 255 0,16

Отвод 720x22 15ХСНД ТПО нагнетателя 420 218 58 0,14

426x12 15ХСНД ТПО нагнетателя 360 187 63 0,17

426x14 09Г2С ТПО нагнетателя 380 198 53 0,14

426x16 10Г2 ABO 350 182 46 0,13

530x12 Х-60 ПУ 490 255 79 0,16

Расчетная величина коэффициента запаса прочности относительно предела текучести материала труб для проектного давления газа составляет около 4.

В качестве количественных характеристик состояния обследованного сечения выбираются следующие параметры:

- максимальная и минимальная величина продольных напряжений растяжения (сжатия);

- средние напряжения из всех измеренных значений в обследованном сечении;

- среднее напряжение в каждом из четырех секторов круговой диаграммы напряжений.

По виду эпюры напряжений и средних напряжений в рассматриваемом сечении может быть проанализирована общая схема обнаруженного напряженного состояния рассматриваем его сечения (растяжение, изгиб и т.д.) и происхождение возможных источников нагрузки (технологические, конструктивные или рабочие).

Предполагалось, что до начала эксплуатации основным источником нагрузки является рабочее давление газа, допустимая величина которого по СНиП 2.05.06-85 составляет до 0,52 от гарантированного предела текучести материала трубы. Однако наличие признаков действия непроекг-ных нагрузок однозначно свидетельствовало о присутствии дополнительных источников напряжений в трубах. По этой причине объектом исследования в настоящей работе служили вначале изолированные трубы до их монтажа в конструкцию обвязки, что позволило оценить исходное состояние трубных элементов обвязки, включая уровень и характер распределения внутренних напряжений. На следующем этапе обследованию подвергалась система технологических трубопроводов после окончания ее монтажа до начала эксплуатации. Результаты данного обследования характеризовали напряженное состояние обвязки нагнетателя с учетом суммы технологических напряжений труб. Заключительный этап обследования обвязки выполнялся после достаточно длительной эксплуатации КС, отражая последствия эксплуатационного воздействия, а также выяглчя происхождение и причины действовавших нагрузок. Полученные при комплексном обследовании напряженного состояния технологических трубопроводов данные использовались для сравнения с допустимыми уровнями напряжений, регламентированными СНиП 2.05.06-85.

На основании результатов определения параметров напряженного состояния в выбранных трубных сечениях произведена оценка наиболее нагруженных зон трубопроводов с целью дефектоскопии указанных мест и отбора темплетов для лабораторных исследований структуры и механических свойств трубного металла (ГОСТ1497-84, ГОСТ 28840-90).

Вторая глава содержит результаты обследования напряженного состояния неэксплуатированных труб (изолированных единичных труб, а также после их сборки в конструкцию обвязки компрессорного цеха до начала его эксплуатации). Оценка исходного напряженного состояния «изолированных» прямошовных электросварных труб, используемых для

технологических трубопроводов обвязки КС, выполнена на хранящихся трубах аварийного запаса в состоянии до эксплуатации. Полученные данные показали, что трубы в исходном состоянии имеют неоднородное напряженное состояние (периодическое изменение знака и уровня остаточных напряжений в пределах от 280 М Па растяжения до 150 М Па сжатия) по длине кольцевой развертки поверхности трубы. Характер неоднородности (рис.3) распределения остаточных напряжений (периодическое изменение знака поверхностных остаточных напряжений) позволяет связать указанную особенность напряженного состояния труб с неравномерностью формовки (гибки) тела трубы из трубного листа. Уровень обнаруженных остаточных технологических напряжений в исходных (не-эксплуатируемых)трубах практически соизмерим с расчетным рабочим

—■—»«мер снаружи [

Расстояние от торца трубы 5,5м

• замер изнутри —ш—замер снаружи

«-► » стрелкой указано положение продольного сварного шва

Рисунок 3. Распределение остаточных напряжений в стенке трубы (труба 1420x15,7мм,двухшовная, длина 11,1м. Сталь Х70)

уровнем напряжений от внутреннего давления газа.

Исходный уровень напряжений, присутствующих в конструкции обвязки цеха до начала эксплуатации, измерен в 45 сечениях трубопроводов обвязки нагнетателей, 48 сечениях для ABO газа и 10 сечениях пылеуловителей КЦ-4 Сосьвинского ЛПУ МГ. Это позволяет отметить особенности напряженного состояния обвязки до эксплуатации цеха:

- величина напряжений конструктивного происхождения не превышает допустимого нормативного уровня с запасом по пределу текучести не менее 2,5-3;

- остаточные технологические напряжения, распределенные по круговому сечению неравномерно, могут в отдельных (единичных) контрольных точках достигать величины, близкой к пределу текучести материала трубы;

- на стадии монтажа элементов конструкции обвязки происходит перераспределение средних напряжений с общей тенденцией к повышению уровня напряжений в некоторых контрольных точках.

Напряжения, связанные с действием конструктивного фактора, проявляются в сходном распределении остаточного уровня напряжений по трубопроводам обвязки для различных нагнетателей. При этом для разных нагнетателей абсолютный уровень напряжений может различаться, что, очевидно, отражает особенности конкретных монтажных операций отдельных нагнетателей.

Распределение напряжений в сечениях трубопроводов свидетельствует о преимущественном проявлении однородных схем напряженного состояния в виде растяжения или сжатия (практическом отсутствии проявлений схемы изгиба), что может являться преимуществом использованной схемы надземного исполнения конструкции обвязки.

Рассмотрено изменение напряженного состояния трубной плети при ее нагружении (гидроиспытании) внутренним давлением в результате наложения внешних напряжений на остаточные внутренние. Установлено, что при этом происходит перераспределение существовавших напряжений (рис. 4)за счет уменьшения остаточных сжимающих напряжений или выравнивание исходной неоднородной схемы напряженного состояния при слабом росте или практическом постоянстве исходных растягивающих напряжений. Суммирование существовавших остаточных и рабочих напряжений растяжения не происходит. Исходная неоднородность напряженного состояния (остаточных технологических напряжений) практически сохраняется после их нагружения в пределах допустимого проектного давления, что может характеризовать поведение труб

обвязки в процессе эксплуатации КС.

При нагружении труб с неоднородными остаточными напряжениями технологического происхождения не было зафиксировано превышения расчетного уровня напряжения (перегрузки труб).

400

К и £ № О.

300 200 100 0 -100

-200

♦ ♦

-200

300

-100 0 100 200

Остаточные напряжения, МПа

Рисунок 4. Изменение кольцевых напряжений (МПа) в контрольных точках плети при её нагружении до 7,5 МПа.

В третьей главе излагаются результаты обследования действующих технологических трубопроводов КЦ-5,7,8 КС Краснотурьинская (после наработки около 20 лет), в ходе которого оценивалось напряженное состояние трубопрогодов, и проводился дефектоскопический кокгрсчь поверхности труб (в период остановки цеха и в период эксплуатации). Оценка полученных для КЦ-5 результатов показала, что уровень и характер распределения напряжения (остаточных или при рабочем давлении газа) определяется преимущественно остаточными технологическими напряжениями или исходным состоянием труб. Нагружение трубопроводов обвязки рабочим давлением газа не привело к значимому повышению уровня максимальных напряжений; при этом положение наиболее напряженного сечения (рис.5) (по уровню максимального растягивающего напряжения) для большинства машин компрессорного цеха №5 практически совпадает.

Дефектоскопический контроль участков обвязки, на которых выполнялись обследования напряженного состояния и обнаружен максимальный уровень действующих напряжений до уровня близкого к пределу текучести, наличия трещин или трещиноподобных дефектов после указан-

ной наработки не выявил, что позволяет предполагать отсутствие дефектов и на менее нагруженных участках. Контроль напряженного состояния трубопроводов с помощью стационарных датчиков показал, что за период наблюдения в 6 месяцгв уровень зафиксированных растягивающих напряжений не увеличился.

Рисунок 5. Схема расположения обследованных сечений трубопроводов обвязки нагнетателей.

Обследование технологических трубопроводов КЦ-7 и КЦ-8 проводилось при рабочем внутритрубном давлении 64-75 кгс/см2 и включало измерения и оценку уровня напряжений на участках путем анализа величины и распределения максимальных напряжений, среднего уровня напряжений по сечению, среднего уровня напряжений по секторам сечения, вида круговых диаграмм и частотного распределения величины напряжений по сечению. Установлено, что значения продольных растяги-

вающих напряжений в кольцевом сечении на отдельных участках труб неравномерны, что является следствием суммарного влияния конструктивных и технологических остаточных напряжений. Величина максимальных напряжений в условиях неравномерного характера распределения отражает, как правило, технологию изготовления трубы, поэтому напряжения на отдельных участках поверхности могут превышать допустимые значения при относительно низких средних значениях. Средние напряжения по секторам сечения отражают преимущественно влияние конструктивного фактора (в том числе напряжения от внутригрубно-го давления). С учетом указанных особенностей анализ напряженного состояния выполнялся путем оценки двух основных составляющих - величины максимальных напряжений и среднего уровня напряжений в секторах сечения трубопровода.

Установлено, что эксплуатация трубопроводной обвязки нагнетателей цехов № 7и № 8 осуществляется при относительно невысоком уровне растягивающих продольных напряжений, значения которых находятся в пределах допустимого уровня, определяемого СНиП 2.05.06-85, и обеспечивают высокий коэффициент запаса по пределу текучести - 3,4. Это означает, что напряженное состояние близко проектному уровню и определяется, соответственно, действием внутреннего давления и технологическими напряжениями. Преимущественная схема распределения напряжений в сечении трубопровода - это растяжение и изгиб входных и выходных участков трубопровода; для рециркуляционных трубопроводов - сжатие и изгиб.

Сопоставление рассмотренных показателей напряженного состояния трубопроводов наг читателей КЦ-7 и КЦ-8 "оказывает сходство состояния обвязок нагнетателя:

- наиболее высокий уровень напряжений зафиксирован на входном трубопроводе в сечении, расположенном вблизи люк-лаза;

- практически все трубопроводы испытывают растягивающие продольные напряжения, т.е. имеют сходную схему напряженного состояния;

- общее напряженное состояние наиболее нагруженных трубопроводов нагнетателей определяется преимущественно действием остаточных технологических и конструктивных напряжений.

На основании результатов проведенного обследования предложена система обобщенных показателей напряженного состояния трубопроводов обвязки нагнетателя, позволяющая сравнивать состояние разных нагнетателей в пределах компрессорного цеха, основанная на выделении

вида, положения и показателей состояния наиболее напряженного функционального трубопровода. Первичными данными служат результаты определения «точечных» напряжений в единичном поперечном сечении трубопровода. Они используются для получения обобщенных характеристик напряженного состояния обследованного трубного сечения - максимальных, минимальных и общих средних напряжений, а также для оценки средних напряжений в секторах обследованного сечения (средних «секторных» напряжений), по распределению которых может быть установлена преобладающая схема напряженного состояния сечения.

На основании сравнения показателей состояния разных сечений, принадлежащих одному трубопроводу, производится выбор наиболее напряженного сечения этого трубопровода, его положения на трубопроводе, а также по всей совокупности «точечных» напряжений определяются обобщенные показатели трубопровода (максимальные, минимальные и средние «точечные» напряжения и средние «секторные» напряжения).

Сравнение указанных показателей разных трубопроводов для одного нагнетателя используется для определения наиболее нагруженного функционального трубопровода (входного, выходного или рециркуляционного) обследованного нагнетателя; таким образом, принимается, что представительной обобщенной характеристикой нагнетателя будет служить вид и показатели нагрузки наиболее нагруженного трубопровода.

Глава четвертая посвящена оценке «остаточного» напряженного состояния КЦ-3 КС Краснотурьинская, выведенного из эксплуатации после максимальной наработки 24 года, в состоянии без рабочей нагрузки и при гидравлических испытаниях давлением до 60 кгс/см2.

Средний уровень напряжений без нагрузки от внутреннего давления для надземной части ТПО неравномерен и в большинстве обследованных сечений соответствует растяжению в диапазоне до 255 МПа и сжатию до 225 МПа. Для подземной части эти значения составляют, соответственно, 390 и 270 МПа, что свидетельствует о более высоком уровне напряжений, обнаруженных в подземной части ТПО по сравнению с над-зем ным и участкам и.

Анализ распределения напряжений по ШО нагнетателей № 31 и 33 показал, что напряженное состояние этих машин обладает сходством по положению наиболее напряженных сечений. Наиболее напряженные сечения надземной части находятся на входном коллекторе вблизи тройника и первого крана, а также в месте выхода от нагнетателя. Для подземной части наиболее напряженные сечения расположены вблизи тройника входного коллектора, на линейной части между пылеуловителями и нагнетателями и вблизи кранового узла на обходной линии ABO газа.

Нагружение трубопроводов внутренним давлением 60 кгс/см2 приводит к повышению уровня растягивающих напряжений в стенках трубопроводов, при этом величина прироста напряжений, определенная по результатам измерений установленными стационарно датчиками, неравномерна для различных участков и находится в диапазоне 4-188 МПа (последнее значение совпадает с расчетным приростом напряжений при повышении внутритрубного давления до 60 кгс/см2).

Проведение циклических гидравлических испытаний давлением до 55 кгс/см2 привело преимущественно к уменьшению крайних экстремальных значений напряжений, уменьшению средних напряжений в сечении и выравниванию уровня напряжений по сечению трубы.

- Для надземных участков снижение уровня исходных средних напряжений растяжения составило - до 49 МПа и наблюдалось в большинстве (цо 90%) областей контроля; напряжения сжатия уменьшились на величину до 36 МПа.

- Для подземных участков картина изменения уровня напряжений более неоднородная, чем для надземных участков: в 62 % областей контроля наблюдалось снижение среднего уровня растягивающих напряжений - максимально до 100 МПа; повышение уровня растягивающих напряжений наблюдалось в 30 % областей контроля в диапазоне до 80 МПа.

Максимальное изменение уровня исходных остаточных напряжений достигается к 4-5 циклу нагружения; дальнейшее повышение количества циклов уже практически не меняет уровень остаточных напряжений. Это означает, что изменить картину распределения остаточных напряжений в стгже трубы :: добиться частичного снижения и:: уровня можно за счет указанного ограниченного числа циклов приложения нагрузки.

Оценка влияния длительной эксплуатации труб на напряженно-деформированное состояние показала, что трубы, не находившиеся в эксплуатации, имеют уровень растягивающих напряжений ниже (средний уровень 10 МПа), чем трубы обвязки Знго цеха (средний уровень 250 МПа) при равной величине сжимающих напряжений.

Оценка (ГОСТ 1497-84) механических свойств материала труб с наиболее высоким из обнаруженных уровнем остаточных напряжений показывает удовлетворительный уровень механических свойств (предел текучести 473-502 МПа, временное сопротивление 582-600МПа, удлинение 26-27 %, ударная вязкость КСи.20 7,4-9,6 кгс/см2, КС1Цо4,3 - 5,5 кгс/см2), соответствующий уровню требований к металлу труб нефтегазового сортамента, не внося ограничений на возможность эксплуатации технологической обвязки.

В главе пятой рассмотрен вопрос стабильности (представительности) показателей напряженного состояния технологических трубопроводов обвязки, выявляемых при разовом обследовании. Оценка стабильности напряженного состояния технологических трубопроводов в ходе эксплуатации выполнена путем сравнения результатов обследования надземной части обвязки нагнетателей КЦ-3 Бобровской КС в 2001 и 2004 гг. в сопоставлении с результатами обследования КЦ-2, находящегося без рабочего давления. Установлено, что характер напряженного состояния трубопроводной обвязки нагнетателей КЦ-3 к 2004 г. по результатам максимальных напряжений и распределению средних напряжений по отношению к 2001г. практически не изменился. Коэффициент запаса прочности по отношению к пределу текучести составил 1,5, что практически соответствует уровню 2001г. Наиболее значимым изменением, обнаруженным при повторном обследовании, является перераспределение напряжений по длине участка трубопроводов, что привело к смене положения наиболее нагруженного сечения по длине трубопровода. При этом состояние ненагруженного КЦ-2 к 2004г. изменилось за счет среднего уровня напряжений, (роста конструктивных напряжений), что привело к понижению коэффициента запаса по пределу текучести от 1,66 до 1,47, проявившемся также в перераспределении средних напряжений по сечению трубопроводов.

Контроль напряженного состояния машин № 31-37 за время их эксплуатации при рабочем давлении показал практическое отсутствие существенных изменений уровня напряжений, зафиксированного в начале контрольного срока. Повышение растягивающих напряжений в контрольных точках после годочой эксплуатации было обнаружено только для выходного коллектора машин № 32 (на 40 МПа) и № 37 (на 50 МПа), что указывает на стабильность состояния обследованных коллекторов.

По оценке динамики сезонных изменений напряженного состояния машин, эксплуатируемых в штатном режиме, наблюдалось обратимое изменение уровня растягивающих напряжений, выраженное главным образам для выходного коллектора - при понижении температуры окружающего воздуха или выключении рабочего давления уровень продольных растягивающих напряжений понижается (и наоборот). Указанные изменения имеют обратимый характер, что проявилось в понижении уровня напряжений и его стабилизации при повторном переходе на зиму в 2002 г.; это позволяет считать обследованные трубопроводы пригодными к дальнейшей эксплуатации.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Для трубных сталей класса прочности К50-К65 предложена методика определения величины и знака ориентированных напряжений, основанная на наличии в стали магнигоупругого эффекта - зависимости магнитной проницаемости от действующих в ней напряжений. Характеристиками напряженного состояния обследованного сечения служат:

- максимальная и минимальная величины обнаруженных в сечении напряжений;

- средние напряжения из всех измеренных значений;

- средние напряжения в каждом ш четырех секторов круговой диаграммы (центры секторов расположены в положениях 0, 3, 6 и 9 час по условному циферблату), сравнительный уровень которых позволяет оценить общую схему напряженного состояния рассматриваемого сечения и происхождение возможных источников напряжений.

2. Установлено, что трубы газового сортамента в исходном состоянии имеют высокий и неоднородный по знаку уровень остаточных напряжений, максимальное значение которых соизмеримо с нормативными рабочими напряжениями от внутритрубного давления газа и может превышать их значения, достигая в некоторых случаях величины, близкой пределу текучести материала трубы. Распределение обнаруженных остаточных напряжений (периодическое изменение знака поверхностных напряжений) позволяет связывать их происхождение с неравномерностью формовки тела трубы при ее изготовлении из трубного листа.

3. Характер распределения и зафиксированный уровень остаточных напряжений после окончания строительства КЦ практически сохраняется в конструкции трубной обвязки нагнетателей до начала эксплуатации. Действие конструктивного фактора проявляется в сходном распределении уровня остаточных напряжений между разными (входным, выходным, рециркуляционным) функциональными трубопроводами для разных нагнетателей.

4. Оценка состояния главных трубопроводов (входного, выходного и рециркуляционного) нагнетателей действующих цехов (на примере КЦ-5, 7, 8 Краснотурьинской КС, срок наработки около 20 лет) показывает, что характер распределения напряжений в указанных трубопроводах соответствует напряженному состоянию, сформированному главным образом технологическими остаточными напряжениями после формовки тела трубы. Рабочее давление газа не привело к значи-

мому повышению максимального уровня растягивающих напряжений в соответствующих точках до и после включения режима эксплуатации цеха. При этом положение наиболее напряженного сечения, соответствующего максимальным растягивающим напряжениям, для всех агрегатов цеха практически совпадает. Обнаруженное распределение напряжений в сечениях трубопроводов обвязки является следствием совместного влияния конструктивных и остаточных технологических напряжений. Уровень максимальных напряжений в условиях неравномерного их распределения отражает технологию изготовления трубы; средние секторные напряжения отражают преимущественно действие конструктивного фактора.

5. Эксплуатация обвязки осуществляется при допустим см уровне растягивающих напряжений (по СНиП 2.05.06-85) с высоким коэффициентом запаса по пределу текучести (3,4), т.е. напряженное состояние эксплуатируемых трубопроводов близко к проектному уровню нагрузки и определяется совместным действием рабочих и остаточных напряжений. При этом преимущественная схема напряженного состояния трубопроводов - растяжение и изгиб входных и выходных участков трубопроводов и сжатие с югибом для рециркуляционных трубопроводов. Предложена система обобщенных показателей напряженного состояния сечений трубопроводов обвязки нагнетателя, позволяющая на основании определения вида, положения и показателей состояния (вывод 1) наиболее напряженного функционального трубопровода нагнетателя сравнивать напряженное состояние разных трубопроводов, разных нагнетателей в пределах компрессорного цеха и разных компрессорных цехов одной станции. Представительной обобщенной прочностной характеристикой нагнетателя является вид и показатели напряженного состояния наиболее нагруженного функционального трубопровода нагнетателя.

6. Обследование остаточного состояния ком прессорного цеха после максимальной наработки (24 года) для надземного и подземного участков обвязки нагнетателей в состоянии без нагрузки, а также при гидравлических испытаниях нагружением до 60 кгс/см2, показало, что средний уровень напряжений без давления неравномерен, составляя для надземной части до 255 M Па по растяжению и 225 МПа по сжатию; для подземной части значения составляют, соответственно, 390 и 270 МПа, т.е. имеют более высокий уровень. По сравнению с ^эксплуатированным и трубам и трубы обвязки имеют более высокий уровень остаточных растягивающих напряжений, что может являться следствием взаимодействия труб в конструкции с соседними эле-

ментами конструкции в целом, т.е. имеет конструктивное происхождение.

7. При нагружении обвязки внутренним давлением результирующий прирост напряжений в стенке трубы определяется величиной достигнутого давления и исходным уровнем неравномерных остаточных напряжений: наибольший прирост напряжений в сечении наблюдался на участках с исходными остаточными напряжениями сжатия, а наименьший - на участках с остаточными напряжениями растяжения; при равенстве остаточных напряжений растяжения расчетным напряжениям от давления прирост напряжений от внутреннего давления (возможность перегрузки трубы) отсутствует. Циклическое на-гружение трубопроводов обвязки давлением до 55 кгс/см2 приводиг преимущественно к понижению крайних (экстремальных) значений напряжений, уменьшению средних напряжений растяжения в сечении и выравниванию (уменьшению разброса) уровня напряжений по сечению трубы.

8. Характер напряженного состояния трубопроводной обвязки нагнетателей КЦ-3 к 2004 г. по результатам максимальных напряжений, величин и распределению средних напряжений по отношению к 2001 г. не изменился. Коэффициент запаса прочности по отношению к пределу текучести составил 1,5, что практически соответствует уровню 2001 г. Наиболее значимым изменением, обнаруженным при повторном обследовании, является перераспределение напряжений по длине участка трубопроводов, что привело к смене положения наиболее нагруженного сечения по длине трубопровода.

9. Результаты обследования подземных и надземных участков нагнетателей после максимальной наработки (24 года) показывают, что напряженное состояние и механические свойства материала труб, представленные результатами испытаний образцов (ГОСТ 1497-84), обладают удовлетворительными уровнями механических свойств, соответствуют уровню требований, предъявляемых к свойствам металла труб нефтегазового сортамента, и не вносят ограничений на возможность продолжения эксплуатации технологической обвязки.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ:

1. Сурков ЮЛ., Горчаков В А., Садртдинов Р.А., Новгородов ДВ., Сурков А.Ю. Анализ состояния труб газопроводов с использова-

нием магнитных методов контроля. //Дефектоскопия -2005.-№ 9. -С. 69-78.

2. Садртдинов Р.А., Сурков Ю.П., Рыбалко В.Г., Новгородов ДВ. Результаты обследования напряженного состояния компрессорного цеха до начала его эксплуатации. // Газовая промышленность.-2006-№ З.-С. 4649.

3. Садртдинов Р.А., Сурков Ю.П., Рыбалко В.Г., Новгородов ДВ., Сурков А.Ю. Влияние эксплуатации на напряженное состояние технологических трубопроводов обвязки нагнетателей. // Дефектоскопия- 2006. - № 7. - С. 83-89.

4. Садртдинов РА., Сурков Ю.П., Рыбалко В.Г., Новгородов ДВ., Сурков А.Ю. Влияние эксплуатации на напряженное состояние обвязки КС, расположенных в разных регионах. // Дефектоскопия.-2008.-№ 1.-С. 75-86.

5. Долгов И А., Садртдинов РА., Горчаков В А., Сурков ЮЛ., Рыбалко В.Г., Новгородов ДВ. Анализ возможности развития КРН на трубопроводах компрессорных станций. // Дефектоскопия. -2008.-№1.-С. 87-98.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ABO - аппарат воздушного охлаждения газа;

ВТД - внутригрубная дефектоскопия;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

КС - компрессорная станция;

КЦ - компрессорный цех;

KFH - коррозионное растрескивание под напряжением;

ЛПУ - линейное производственное управление;

МГ - магистральный газопровод;

НДС - напряженно-деформированное состояние;

ПУ - пылеуловитель;

ТПО - трубопроводная обвязка;

Т/А - турбоагрегат

Отпечатано на Ризографе ИФМ УрО РАН заказ 64 Тираж 100 объем 1 печ. л. формат 60x84 1/16 620041 г. Екатеринбург ГСП-170, ул. СХовалевской, 18

ВВЕДЕНИЕ.

Использование магнитных свойств металла труб газового назначения для оценки напряженного состояния.

1. Материал и методика исследования

1.1. Методика определения НДС элементов трубопроводов с использованием прибора МВН-3.

1.1.1. Выбор контрольных точек и подготовка поверхности к измерению напряжений.

1.1.2. Оценка напряженного состояния.

1.1.3. Порядок выполнения работ.

1.2. Измерение напряжений

1.3. Определение механических свойств и структурного состояния металла труб

Выводы.

2. Исследование состояния ^эксплуатированных труб.

2.1. Исходное состояние труб газового сортамента.

2.2. Оценка величины остаточных напряжений на трубах аварийного запаса.

2.3. Результаты обследования состояния компрессорного цеха Сосьвинского ЛПУ до начала его эксплуатации.

2.3.1. Методика обследования.

2.3.2. Напряженное состояние ТПО нагнетателей.

2.3.3. Напряженное состояние трубопроводов циклонных пылеуловителей.

2.3.4. Напряженное состояние трубопроводов АВО газа.

Для транспортировки природного газа на большие расстояния и в необходимом количестве строятся магистральные газопроводы (МГ) и компрессорные станции (КС). КС располагаются от газовых месторождений до потребителей, в зависимости от рельефа местности, через каждые 80-180 км.

Современная компрессорная станция - это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. В состав КС могут входить один или несколько компрессорных цехов (КЦ), имеющие, в зависимости от типа и мощности, от трех до девяти (на примере ООО «Тюментрансгаз») газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

В состав основного технологического оборудования КЦ входят: узел подключения компрессорного цеха к магистральному газопроводу, камеры запуска и приема очистного устройства МГ, установка очистки технологического газа, газоперекачивающие агрегаты, установка охлаждения технологического газа, запорная арматура, установка подготовки пускового и топливного газа, установка подготовки импульсного газа, различное вспомогательное оборудование. Все это оборудование соединено между собой технологическими трубопроводами (ТТ) обвязки компрессорного цеха.

Технологическая обвязка (ТО) компрессорного цеха предназначена для:

- приема на КС технологического газа из МГ;

- очистки технологического газа от механических примесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;

- распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;

- охлаждения газа после компримирования в АВО газа;

- вывода КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке;

- подачи газа в МГ;

- транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;

- при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов КЦ через свечные краны. /1/.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей (ЦБН), используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА: /2/

- схему с последовательной обвязкой, характерную для неполнонапорных нагнетателей;

- схему с параллельной коллекторной обвязкой, характерную для полнонапорных нагнетателей.

Одной из важнейших эксплуатационных, характеристик компрессорного цеха является его надежность. Однако, как показывает практика - абсолютно надежного оборудования человечество еще не придумало. Не часто, но отказы в работе компрессорных станций случаются.

Опыт эксплуатации газопроводов показывает, что наиболее тяжелые последствия отказов газотранспортной системы связаны с авариями в зоне компрессорных станций, включающие технологические (обвязочные) трубопроводы компрессорных цехов. Отказы элементов трубопроводов компрессорных цехов являются следствием высоких действующих нагрузок, возникающих при эксплуатации. /3/. Они способствуют: зарождению, накоплению и развитию дефектов или понижению надежности соответствующих элементов конструкции, в особенности с большим (более 20-ти лет) сроком эксплуатации.

Увеличение сроков наработки эксплуатируемых компрессорных станций, а также существующие требования безопасности эксплуатации делают необходимыми обследования технического состояния трубопроводов КС с целью подтверждения возможности их дальнейшей эксплуатации (продления срока эксплуатации)./4/. По данным за 1993-1998 годы на компрессорных цехах, оснащенных центробежными нагнетателями, на 14-ти газотранспортных предприятиях произошло 78 отказов оборудования, большая часть из которых связана с аварийными остановками компрессорных цехов и агрегатов. Из них 69% отказов было связано с авариями на технологических трубопроводах.

В то же время, уже по данным за 2001 - 2006 годы на компрессорных цехах, оснащенных центробежными нагнетателями, на 12-ти газотранспортных предприятиях произошло 62 отказа оборудования, большая часть из которых связана с аварийными остановками компрессорных цехов и агрегатов. И только 33 % - 21 отказ связано с авариями на технологических трубопроводах. 151.

Более чем 50 % снижение отказов на технологических трубопроводах. связано с организацией и внедрением с 1998 года во всех газодобывающих и газотранспортных организациях целевой системы диагностического обследования оборудования КС ОАО «Газпром» /6/.

Безопасность работы технологических трубопроводов определяется действием нескольких факторов — стабильностью механических свойств материала трубопроводов или сохранением их исходного уровня (отсутствием эффектов потери исходной прочности и пластичности, вызванных влиянием эксплуатации), отсутствием дефектов, которые могли появиться вследствие действия эксплуатационных факторов за время наработки, а также напряженным состоянием трубопроводов или нагрузкой, зависящей от совокупности действия нескольких факторов — как рабочей нагрузкой от давления газа, так и суммой остаточных напряжений, накопившихся за время эксплуатации. 111.

Отказ эксплуатируемых трубопроводов либо непосредственно связан с действием непроектной нагрузки динамического или статического характера в качестве определяющей причины отказа, либо обусловлен наличием дефектов, как правило, связанных с возникновением непроектной нагрузки. Принципиально отметить, что действие непроектных нагрузок предшествует моменту возникновения отказа; данные события разделены значительным промежутком времени, и опасная ситуация могла бы быть обнаружена во время целенаправленного диагностического обследования напряженного состояния соответствующего оборудования. Поэтому изучение влияния длительной эксплуатации на напряженное состояние /8/ трубопроводов КС с целью оценки возможности их дальнейшей эксплуатации является достаточно актуальной задачей в плане обеспечения энергетической безопасности системы газоснабжения.

Напряженное состояние эксплуатируемого трубопровода, определяющее его прочностную надежность, зависит от нескольких источников нагрузки - в общем случае от суммы исходных («доэксплуатационных») напряжений, рабочих напряжений от внутреннего давления газа, а также накопленных остаточных напряжений, возникающих в ходе эксплуатации трубопровода. Поэтому основными задачами при оценке напряженного состояния трубопроводов является определение уровня и характера распределения фактически действующих напряжений, определение происхождения обнаруженных напряжений, в особенности их максимальных значений, и схемы напряженного состояния, а также оценка дальнейшей безопасности эксплуатации обследованной конструкции (сопоставления допустимых и фактически действующих напряжений).

В настоящее время признано, что основной причиной возникновения непроектных нагрузок для системы технологических трубопроводов обвязки КС, расположенных в северных регионах, является грунтовая неустойчивость /9/ участка станции, что приводит к нарушению проектного положения элементов конструкции (смещению, просадке и выпиранию опор). /10/. Действие данного фактора, с увеличением срока наработки КС, усиливается, что делает необходимым обследование напряженного состояния обвязки путем оценки смещения фактического положения элементов трубопроводов относительно исходного их положения («нулевого» отсчета). В этом случае основным экспериментальным способом оценки напряженного состояния обвязки при обследовании являются геодезические измерения (нивелирование) /11,12/, позволяющие измерить среднюю деформацию в минимально допустимом количестве контрольных точек обвязки. Однако, данный способ не может принять во внимание наличие, характер распределения и уровень остаточных (технологических и других) напряжений, присутствующих в трубах обвязки до начала эксплуатации компрессорного цеха. Другим недостатком использования геодезических измерений является наличие в обвязке сложно-напряженного (неоднородного) состояния, обусловленного использованием при изготовлении труб сварочных и деформационных технологий, как правило, без применения общей термообработки для снятия внутренних технологических напряжений, в качестве финишной операции. Сказанное относится, прежде всего к электросварным трубам из стали контролируемой прокатки со сроком наработки 15-20 лет, широко использованным при массовом строительстве единой системы магистральных газопроводов. /13,14/. Применение тензометрии /15/ в сочетании с последовательным разделением объекта исследования (разрушающим методом) позволяет получить достаточную точность обследования для количественного определения напряженного состояния трубных поверхностей, однако отличается значительной трудоемкостью и требует повреждения измеряемой поверхности. Из сказанного следует, что способ обследования напряженного состояния обвязки КС должен удовлетворять следующим требованиям:

- обследование должно проводиться неразрушающим методом, удобным для оперативного использования в полевых условиях применительно к трубопроводам обвязки КС;

- применяемый метод обследования должен определять уровень и распределение статических напряжений, присутствующих на трубной поверхности, независимо от их происхождения (внутренних, остаточных или внешних приложенных);

- локальность метода измерения напряжения должна позволять реализовать его для труб, испытывающих неоднородное напряженное состояние.

Поэтому в настоящей работе оценка уровня и распределения напряжений на обследуемой трубной поверхности выполнялась с использованием магнитного метода, основанного на свойстве ферромагнитных материалов изменять магнитные характеристики (намагниченность или магнитную проницаемость) под действием механических напряжений. /16/. При этом для материалов с положительной магнитострикцией магнитная проницаемость в направлении действия растягивающих напряжений увеличивается, что позволяет с помощью магнито-анизотропного датчика определять знак и уровень ориентированных напряжений по изменению сигнала датчика в сравнении с ненапряженным материалом.

Задачей настоящей работы являлось определение напряженного состояния технологических трубопроводов обвязки центробежных нагнетателей после длительной (около 20 лет) наработки, начиная с исходного состояния труб до начала эксплуатации.

Целью настоящей работы являлось последовательное сравнение напряженного состояния технологических трубопроводов, начиная с исходного состояния труб до начала эксплуатации без давления газа, с давлением газа и далее до более 20 лет длительной эксплуатации, обвязки центробежных нагнетателей и оценка возможности их безопасной дальнейшей эксплуатации.

Объектом исследования послужили компрессорные станции Общества с ограниченной ответственностью «Тюментрансгаз». Работа состоит из пяти глав.

В первой главе изложена использованная методика определения параметров напряженного состояния элементов трубопроводов с помощью накладного магнито-анизотропного датчика, устанавливаемого на трубную поверхность в выбранных контрольных точках для измерения величины и знака действующих ориентированных напряжений в трубных сталях класса К50-К65, использованных для калибровки датчика.

Вначале, объектом исследования в настоящей работе, служили изолированные трубы до их монтажа в конструкцию обвязки, что позволило оценить исходное состояние трубных элементов обвязки, включая уровень и характер распределения внутренних напряжений. На следующем этапе обследованию подвергалась система технологических трубопроводов после окончания ее монтажа до начала эксплуатации. Результаты данного обследования характеризуют напряженное состояние обвязки нагнетателя с учетом суммы технологических напряжений труб, а также последствий строительства компрессорного цеха. Заключительный этап обследования обвязки выполнялся после достаточно длительной эксплуатации КС, отражая последствия эксплуатационного воздействия и последовательность изменений исходного состояния, а также выявляя происхождение и причины действовавших нагрузок. Полученные при комплексном обследовании напряженного состояния технологических трубопроводов данные использовались для сравнения с допустимым уровнем напряжений, регламентированным СНиП 2.05.06-85. /17/.

На основании результатов определения параметров напряженного состояния в выбранных трубных сечениях произведена оценка наиболее нагруженных зон трубопроводов с целью дефектоскопии указанных мест и отбора темплетов для лабораторных исследований структуры и механических свойств трубного металла (ГОСТ 1497-8'-, ГОСТ 28840-90).

Вторая глава содержит результаты обследования напряженного состояния неэксплуатированных труб (изолированных единичных труб, а также после их сборки в конструкцию обвязки компрессорного цеха до начала его эксплуатации). Оценка исходного напряженного состояния «изолированных» прямошовных электросварных труб, используемых для технологических трубопроводов обвязки КС, выполнена на хранящихся трубах аварийного запаса в состоянии до эксплуатации. Исходный уровень напряжений, присутствующих в конструкции обвязки цеха в целом (в коллекторах нагнетателей, циклонных пылеуловителях, АВО газа) до начала эксплуатации цеха, измерен в 45 сечениях трубопроводов обвязки нагнетателей, 48 сечениях для АВО газа и 10 сечениях пылеуловителей КЦ-4 Сосьвинского ЛПУ.

Рассмотрено изменение напряженного состояния трубной плети /18/ при ее нагружении (гидроиспытании) внутренним давлением в результате наложения внешних на остаточные внутренние напряжения.

В третьей главе излагаются результаты обследования действующих технологических трубопроводов КЦ-5, 7, 8 КС Краснотурьинская (после наработки около 20 лет), в ходе которого оценивалось напряженное состояние трубопроводов и проводился дефектоскопический контроль поверхности труб (в период остановки цеха и в период эксплуатации).

На основании результатов проведенного обследования предложена система обобщенных показателей напряженного состояния трубопроводов обвязки нагнетателя, позволяющая сравнивать состояние различных функциональных трубопроводов, разных нагнетателей в пределах компрессорного цеха, основанная на выделении вида, положения и показателей состояния наиболее напряженного функционального трубопровода.

Глава четвертая посвящена оценке «остаточного» напряженного состояния ЬСЦ-3 КС Краснотурьинская, выведенного из эксплуатации после максимальной наработки 24 года, в состоянии без рабочей нагрузки и при гидравлических испытаниях давлением до 60 кгс/см2.

В главе пятой рассмотрен вопрос стабильности (представительности) показателей напряженного состояния технологических трубопроводов обвязки, выявляемых при разовом обследовании. Оценка стабильности напряженного состояния технологических трубопроводов в ходе эксплуатации выполнена путем сравнения результатов обследования надземной части обвязки нагнетателей КЦ-3 Бобровской КС в 2001 и 2004 гг. в сопоставлении с результатами обследования КЦ-2, находящегося без рабочего давления.

В заключение работы даны основные выводы, обобщающие результаты проведенных исследований.

Использование магнитных свойств металла труб газового назначения для оценки напряженного состояния

Напряженное состояние трубопровода, находящегося в обвязке компрессорного цеха, определяется, как правило, суммарным влиянием внешних приложенных напряжений, напряжений от внутреннего давления и уровнем остаточных напряжений технологического и эксплуатационного характера. При этом величины перечисленных составляющих напряженного состояния MOiyr быть сопоставимы между собой. Так, исследования напряженного состояния трубной поверхности с использованием тензометрии - методами последовательного разделения трубы, а также сверления, подтверждают наличие на трубной поверхности участков высоких остаточных напряжений, имеющих неравномерное распределение по периметру трубы, величина которых может достигать до 0,5 от значения предела текучести материала (рис.1). Соответственно, и деформационное поведение участков с разным уровнем остаточных напряжений также отличается значительной неравномерностью при нагружении трубы внутренним давлением. Установлено /19/, что соседние участки трубной поверхности при нагружении внутренним давлением могут испытывать деформацию, практически вдвое отличающуюся по величине, что з условиях однородного напряженного состояния могло бы означать либо разное давление испытания, либо разную толщину стенки трубы. Указанное обстоятельство - неравные деформации (по данным тензометрии) в соседних точках поверхности - вызвано исходными остаточными напряжениями технологического происхождения, имеющими неоднородное распределение по поверхности и толщине стенки трубы. В связи с этим до начала эксплуатации трубы целесообразно проведение аттестации поверхности стенки трубы для оценки уровня и характера распределения остаточных напряжений.

Использование тензометрии в сочетании с разрушающим методом дает достаточную точность измерений и определенность количественных оценок напряженного состояния трубной поверхности. Однако эти методы обладают одним существенным недостатком — это трудоемкость, которая к тому же требует либо полного разрушения трубы (метод разделения), либо частичного повреждения (метод сверления).

Поэтому в настоящей работе был выбран способ оценки уровня и распределения напряжений на поверхности труб магнитным методом /20,21,22,23,24,25/ позволяющим проводить измерения с меньшими трудозатратами и, следовательно, увеличить объем проконтролированных объектов.

Для обследования применялся магнитоэнизотропный датчик, прототипом которого был разработанный Мехонцевым Ю.А. /26/ датчик, представляющий из себя систему двух «П» - образных сердечников с базой 14 мм., развернутых под углом 90° относительно друг друга (рис. 2), на каждом из которых намотаны возбуждающие и индикаторные катушки. Возбуждающие катушки запитывались переменным током с частотой 1 ООО Гц, а сигнал с измерительных катушек после выпрямления подавался в схему, оценивающую разность величины сигналов (в милливольтах) в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Последовательность действий при измерениях заключалась в следующем: датчик устанавливался полюсами на поверхность испытуемого металлического изделия так, чтобы направление поля одной катушки совпадало с направлением действующих напряжений, а на второй катушке поле, соответственно, ориентировано поперек направления действия напряжений; на первичные обмотки обеих катушек датчика подавалось переменное напряжение и регистрировался сигнал на вторичной обмотке. Принцип действия этого метода основан на свойстве ферромагнитных материалов, изменять магнитные характеристики (намагниченность и магнитную проницаемость) под действием механических напряжений. При этом для материалов с положительной магнитострикцией, к которым принадлежит трубная сталь, магнитная проницаемость в направлении действия растягивающих напряжений увеличивается. Изменение ЭДС на вторичной обмотке датчика отражает изменение магнитной проницаемости, что позволяет определять знак напряжений по соответствующему изменению выходного сигнала датчика в сравнении с ненапряжелным материалом.

На рисунке 3 приведены характерные зависимости выходного сигнала для магнитного датчика (одна «П» - образная катушка) от упругих напряжений растяжения и сжатия при установке датчика как вдоль, так и поперек продольной оси образца /27/. Зависимость, полученная при установке датчика, когда большая часть магнитного потека совпадает с направлением упругих напряжений в образце (продольный эффект), имеет характерный вид - в области растягивающих напряжений сигнал вначале растет, затем, достигнув максимума, убывает. В области сжимающих напряжений сигнал датчика монотонно убывает. Поперечный эффект характеризуется зависимостью, отличающейся от описанной знаком и уровнем напряжений сжатия, при которых выходной сигнал датчика, достигнув максимума, начинает уменьшаться. В магнито-анизотропном датчике использованы две «П» - образные катушки, развернутые относительно друг друга на 90° и регистрирующие изменения свойств в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Зависимость величины сигнала от уровня напряжений для двух взаимно - перпендикулярных направлений учитывается одновременно путем алгебраического вычитания значений сигнала этих катушек. Результирующая зависимость носит симметричный и нелинейный характер и имеет вид, представленный на рисунке 3.

Выполнена проверка применимости магнито-анизотропного датчика для измерения напряжений на образцах. Образцы для испытаний были изготовлены из металла труб, используемых при строительстве магистральных газопроводов. /28,29/. Это низколегированные стали типа 09Г2С, 17Г1С, 10Г2БФ, Х65, имеющие близкий химический состав и механические свойства, и углеродистая сталь 20. Образцы вырезались из стенки труб 1420x15,7 мм. и имели размеры 15,7x80x300 мм., при этом длинная сторона образца располагалась в кольцевом направлении по стенке трубы. Образцы со стали 20 были изготовлены из листового проката. Все образцы предварительно термообрабатывались по режиму высокого отпуска с нагревом на температуру 600° С и выдержкой при указанной температуре 2 часа для снятия остаточных напряжений и соответствующему выравниванию магнитных свойств по длине образца.

Испытания выполнялись нагружением образцов по схеме «чистого» изгиба в интервале напряжений до (-450-И50) МПа с одновременным контролем магнитных свойств материала. Датчик устанавливался на поверхности образца, как со стороны растяжения, так и со стороны сжатия (рис. 4) - между нагружающими роликами. Результаты испытаний образцов разных сталей в виде зависимости «величина сигнала, MB - расчетное напряжение» представлены на рисунке 5. Видно, что и без внешней нагрузки показания прибора на образцах отличаются. Это обстоятельство может отражать величину начальной магнитной проницаемости материалов, отличающейся в зависимости от химического и фазового состава образцов. Результаты измерений на данных образцах в зависимости от величины нагрузки различаются в пределах до ±130 МПа для низколегированных сталей. Для образцов из стали 20 отличия заметно выше. Суммирование результатов измерений для группы исследованных низколегированных сталей позволяет получить общую калибровочную кривую (рис. 6). Это означает, что без дополнительной оценки марки и свойств трубных сталей возможно проведение оценки напряженного состоянгя трубы с указанной погрешностью измерений - до ±130 МПа в зависимости от величины нагрузки. Уточнение (уменьшение погрешности) возмсжно либо путем отбора проб от трубы и дополнительного определения свойств металла испытанием образцов, либо определением поправки в величине сигнала преобразователя на разгруженном участке трубы.

На рисунке 7 приведены графики, показанные на рисунке 5, с поправкой на величину сигнала при нулевом уровне нап] »яжений. Видно, что кривые (за исключением Ст. 20) на графике идут достаточно близко и имеют близкий наклон к оси. Это означает, что основное различие в величине сигнала для разных исследованных сталей связано с исходной величиной сигнала при «нулевом» уровне напряжений. При учете поправки на исходное значение сигнала общая калибровочная кривая для группы трубных сталей будет иметь погрешность ниже и в пределах до ±80 МПа. Сталь 20 по сравнению с группой испытанных трубных сталей имеет более низкие прочностные свойства и по сравнению с ними является более магнитомяг-кой. /30/. Отличия в свойствах образцов стали 20, показанные на рисунках 5 и 7, достаточно значимы, поэтому для практического использования целесообразно пользоваться отдельной калибровкой.

При сравнении результатов измерений на с'/адии нагружения и разгрузки проявляется магнитомеханический гистерезис: градуировочная кривая при нагружении металла не совпадает с градуьровочной кривой на участке разгрузки (рис. 8). Отличие по уровню расчетных напряжений при одном значении сигнала датчика относительно невелико и составляет до 1015 МПа при нагружении образца в упругой области. Соответственно, при замерах на конструкции возникнет неопределенность - либо до момента измерения металл участка нагружался, либо нагрузка на него снижалась. Для дальнейших практических оценок, выполненных в работе, гистерезис не учитывался, и использовалась только кривая, полученная на стадии на-гружения, поскольку при оценке условий эксплуатации важен, главным образом, сам факт нагружения конструкции и возможность возникновения непроектных повышенных напряжений.

Выполнена проверка возможности использования магнито-анизотропного датчика для оценки напряженного состояния труб. Как выше указывалось, в исходном состоянии труба может иметь остаточные технологические напряжения, отличающиеся в соседних точках по величине и знаку и созданные в процессе прокатки и формовки трубы. Эксплуатация трубы добавит в исходную картину напряженног о состояния напряжения от внутреннего давления и напряжения, связанные с конструктивными особенностями монтажа трубы. В результате получим достаточно сложную картину распределения напряжений в стенке трубы. Так, например, проверка состояния поверхности трубы 1420x15,7 мм., изготовленной на Хар-цызском трубном заводе из стали типа 09Г2С с применением метода контролируемой прокатки (свойства по сертификату - временное сопротивление разрушению 620 МПа, предел текучести 470 МПа) показала наличие неоднозначной картины напряженного состояния В данном случае измерения на трубах проводились по периметру трубы с наружной и внутренней стороны и регистрацией сигнала в каждом положении. Преобразователь устанавливался так, что ориентация направления «растяжение — сжатие» при измерениях соответствовала кольцевому направлению. В результате получена сложная картина магнитного рельефа по периметру трубы (рис. 9) с чередованием в локальных точках максимумов и минимумов сигнала датчика; с амплитудой сигнала от -250 до +3C0 МПа, определенной по градуировочной кривой — (рис. 5), что практически соответствовало по характеру картине остаточных напряжений по данным тензометрии (рис. 1). Однако оценка среднего уровня сигнала датчика показала, что его величина имеет достаточно низкие значения, не превышающие 10-15 % от уровня максимальных значений. Низкий уровень средних напряжений в отсутствие внешней нагрузки является, по-видимому, следствием компенсации остаточных технологических напряжений в пределах одной трубы, то есть определенно указывает на происхождение остаточных напряжений.

В условиях эксплуатации при нахождении трубы в составе технологической обвязки картины распределения напряжений бывают, как правило, несимметричны (рис. 10). Данное отличие в состоянии труб может объясняться следствием эксплуатационного воздействия (например, изгиба), что вызвано взаимным влиянием соседних элементов г конструкции.

Изгиб трубопровода приводит к дополнительному возникновению неоднородности распределения напряжений конструкционного происхождения в сечении трубы. Поэтому при использовании картины распределения напряжений для получения определенных оценок величины внешнего воздействия целесообразно разбить сечение трубопровода на 4 сектора с центрами (по условному циферблату) 0, 3, 6 и 9 часов (рис. 9 и 10), что дает возможность количественно оценивать воздействие от горизонтальной или вертикальной составляющей приложенной внешней нагрузки.

Для снижения погрешности измерений на тоубе, находящейся в обвязке компрессорного цеха, калибровка дополнительно уточнялась следующим путем. Выполнялись контрольные измерения на трубах каждой номенклатуры из числа используемых в обвязке, чо находящихся в запасе вне конструкции и, соответственно, не испытывающих воздействия от внешних напряжений, то есть ненагруженных. В этом случае определялся средний уровень сигнала прибора, который прирчвнивался нулевому значению напряжений. Величина установленного при проверке среднего уровня сигнала прибора вычиталась из результатов определения величины напряжения в контрольной точке и, откорректированное указанным способом значение напряжений, использовалось для последующих оценок напряженного состояния. В крайнем случае, при отсутствии труб требуемой номенклатуры в запасе калибровка уточнялас ь с помощью выбора условно разгруженного участка (например, сечения на протяженном незакрепленном участке трубы), средний уровень напряжений которого приравнивался нулевому значению, если внутреннее давление отсутствовало.

Таким образом, методически использование магнито-анизотропного датчика для измерения напряжений на трубах технологической обвязки включало следующие этапы:

- Калибровка датчика при механических испытаниях образцов трубных сталей; построение зависимости «величина сигнала — напряжение» по данным, полученным при нагружении.

- Измерения на поверхности металла труб, находящихся в обвязке ксмпрессорного цеха выполнялись на расстоянии не менее 20 см. от сварных стыков. Процедура измерений заключалась в последовательном перемещении преобразователя по поверхности трубы с удаленной изоляцией и очищенной от загрязнений в кольцевом направлении с шагом 10 см. и выполнением с указанной периодичностью контрольных замеров. Площадь зоны контроля при единичном замере около 200 мм2.

- Определение уровня напряжений проводилось в соответствии с предварительно выполненной на полномасштабных образцах трубных сталей калибровкой прибора. Дополнительно калибровка проверялась путем анализа полного объема результатов измерений на трубах каждой номенклатуры, использованной в обвязке, или на трубах, находящихся в запасе вне конструкции. В этом случае определялся средний уровень сигнала прибора, который приравнивался нулевому значению напряжений, если калибровка проверялась на трубе из запаса, или величине продольных напряжений от внутреннего давления, если калибровка проверялась оценкой совокупности данных измерений труб, находящихся в обвязке. Величина установленного при проверке среднего уровня сигнала прибора вычиталась из результатов определения величины напряжения в точке и, откорректированное указанным способом значение напряжений использовалось для последующих оценок напряжс иного состояния.

2.3.5. Заключение

Оценка напряженного состояния цеха № 4 Сосьвинского Jill У, выполненная в ходе его строительства и монтажа, позволила оценить фактический уровень действующих напряжений в трубопроводной обвязке до начала эксплуатации. Было измерены напряжения в 45 сечениях трубопроводов обвязки нагнетателей, 48 сечениях трубопроводов АВО газа и 10 сечений пылеуловителей. Обследование позволило отметить ряд особенностей напряженного состояния нового цеха.

- Установлено, что до начала эксплуатации взличина продольных напряжений конструктивного характера не превышает нигде допустимого уровня и обеспечивает относительно высокий коэффициент запаса прочности по пределу текучести материала, равный ке менее 2,5-3.

- Остаточные технологические напряжения имеют неравномерные распределение по сечению и могут в отдельных местах измерений достигать величины близкой пределу текучести материала.

- В ходе монтажа трубопроводной обвяз!си происходит перераспределение средних напряжений - уменьшение и повышение уровня, с общей тенденцией к повышению уровня напряжений и увеличению числа мест, на которых обнаруживается рост напряжений.

- Напряжения, связанные с конструктивными факторами, имеют сходное распределение по трубопроводам обвязки для различных т/а или секций аппаратов одного цеха. Однако при общем сходстве напряженного состояния трубопроводной обвязки на разных машинах или аппаратах в пределах цеха возможны единичные отклонения в степени изменения (прироста) конструктивных напряжений, связанные с особенностями процесса монтажа конструкции.

- Характер распределения напряжений в сечениях трубопроводной обвязки нагнетателей выявил конструктивную особенность, которая заключается в проявлении преимущественно схем однородного растяжения или сжатия в сечениях трубопроводов. Распределение напряжений, соответствующее изгибу, практически отсутствует, что может быть следствием полностью надземного исполнения конструкции ТПО при относительно свободном размещении трубопроводов на опорах.

2.4. Показатели НДС элементов обвязки и идентификация источников нагрузки

2.4.1. Определение действия источников нагрузки на напряженное состояние труб ТПО.

Приведенные в разделе 2.2 данные показывают, что напряженное состояние неэксплуатированных труб характеризуется существенной неоднородностью остаточных напряжений технологического происхождения, связанных, прежде всего со стадией формовки тела трубы. Помимо данного («первичного») источника возникновения остаточных напряжений на напряженное состояние технологических трубопроводов могут влиять стадии монтажа и строительство системы обвязки. Получаемые при обследовании первичные данные о напряженном состоянии конкретного сечения трубы могут быть представлены в табличной форме (в виде значения напряжений в точках обследования) или в графическом виде (круговой диаграммы обследованного сечения). В любом случае представляется целесообразным обобщение полученных сведений с целью выделения наиболее существенных характеристик напряженного состояния, которые могут быть использованы при анализе для сравнения состояния трубопроводов обвязки КС.

Такими характеристиками могут быть следующие параметры.

- Значение максимальных напряжений растяжения и сжатия в обследованном сечении, характеризующее наиболее высокий уровень действующих напряжений.

- Среднее напряжение из всех измерений в данном сечении, а также в четырех секторах сечений, что отражает преобладающую в сечении эпюру напряжений и схему напряженного состояния и служит основанием для оценки возможного происхождения обнаруженных нагрузок.

- Амплитуда разброса крайних значений напряжений, обнаруженных в конкретном сечении, характеризует степень неоднородности напряженного состояния рассматриваемого участка трубы и отражает происхождение источников нагрузки, действующей на газопровод.

Основным источником рабочих напряжений в газопроводе является внутритрубное давление; в этом случае продольные напряжения одинаковы в любой точке поверхности поперечного сечения трубы, образуя на круговой эпюре напряжений окружность. Зависимость величины напряжений от внутритрубного давления оценивается по формуле: anp = 0,5P(D-25)/25 ; где СПр - продольные напряжения, МПа;

Р - давление в трубе, МПа;

D — наружный диаметр трубы, м;

5 - толщина стенки трубы, м

Присутствие остаточных напряжений технологического происхождения проявляется в наличии 5-7 характерных экстремумов на круговой эпюре напряжений (рис. 33а). При этом амплитуда напряжений может составлять около 150-250 МПа при низком значении величины средних напряжений (поскольку остаточные технологические напряжения в основном уравновешиваются в пределах одной трубы). Признаком остаточных напряжений может быть также близкое значение величины напряжений, обнаруживаемых для труб, изготовленных по одинаковой технологии (техническим условиям) и принадлежащих к одно я партии поставки.

Показателем действия «внешних» источников нагрузки может являться общий повышенный (выше рабочего) средний уровень напряжений одного знака, обнаруженных в сечении в целом или в некоторых секторах сечения (рис. 336). К «внешним» источникам нагрузки могут относиться такие виды, как монтажные воздействия, опорные реакции вследствие неустойчивости грунта, усилие и реакции со стороны соседних элементов конструкции (например, соединительной арматуры). Источник «внешней» нагрузки может быть качественно установлен путем определения эпюры напряженного состояния в конкретном сечении, а также закономерного изменения напряженного состояния при анализе соседних сечений. Общим признаком действия «внешних» факторов может служить появление в сечении «нерабочей» схемы напряженного состояния контролируемого сечения или сложно-напряженного состояния (рис. 33 в, г); в некоторых случаях это может быть обусловлено последствиями транспортировки труб до или в процессе строительства КС.

Анализ напряженного состояния какого-либо сечения трубопроводов обвязки КС достаточно полно характеризует напряжения выбранного сечения трубы — однако может оказаться недостаточным для характеристики трубопроводов обвязки в целом.

Поскольку главной задачей оценки напряженного состояния трубопроводов является получение сведений о фактически действующих в эксплуатируемой конструкции напряжениях, информация должна иметь системный характер и включать анализ состояния сечений, расположенных в местах ожидаемой концентрации напряжений обследуемых элементов конструкции — главных трубопроводах (входном, рециркуляционном и выходном), а также трубопроводах ПУ и АВО газа. Таким образом, применительно к конкретному трубопроводу анализ напряженного состояния должен содержать сведения о наиболее высоком уровне фактически действующих напряжений в элементах конструкции, местах расположения наиболее напряженных участков соответствующих трубопроводов, а также происхождении обнаруженных напряжений. Данный подход, реализуемый применительно к нескольким агрегатам компрессорного цеха, позволяет выделить общие особенности состояния эксплуатируемых машин с учетом условий их эксплуатации и конструктивных характеристик трубопроводов обвязки. Таким образом, последовательность анализа напряженного состояния ТПО КС должна включать несколько уровней обобщения данных — начиная от конкретного сечения трубопровода, переходя далее к анализу состояния разных функциональных трубопроводов одного конкретного агрегата (нагнетателя), сравнению выбранных показателей напряженного состояния обвязки разных турбоагрегатов одного компрессорного цеха и заканчивая обобщенным анализом состояния цехов одной компрессорной станции. При этом в число рассматриваемых показателей анализируемой совокупности данных должны входить сведения, характеризующие как степень неоднородности напряженного состояния (средние показатели в сочетании с характеристиками обнаруженного разброса напряжений), так и максимальные значения обнаруженных напряжений, учитываемые при оценке надежности эксплуатации рассматриваемой конструкции. Таким образом, особенностью напряженного состояния трубных элементов обвязки ТПО КС является наличие значительной неоднородности состояния до начала эксплуатации конструкции /56/, а также возможность усиления неравномерности распределения напряжений при последующей эксплуатации.

2.4.2. Напряженное состояние труб при их нагружении внутритрубным давлением

Материал и методика исследования

Обследование труб до эксплуатации показывает, что их напряженное состояние характеризуется наличием существенной неоднородности распределения напряжений (как по толщине стенки трубы, так и в кольцевом сечении), частично связанной с неоднородностью остаточных напряжений технологического происхождения. Нагружение внутренним давлением газопровода, содержащего подобные трубы, создает распределение напряжений, определяемое взаимодействием остаточных и рабочих напряжений, что может приводить к неблагоприятным непрогнозируемым эффектам, в частности к суммированию остаточных и рабочих напряжений или перегрузке трубопровода. Представляло интерес изучение данного вопроса применительно к технологическим трубопроводам обвязки КС путем стендовых гидроиспытаний соответствующих труб аварийного запаса, собранных в трубную плеть, при нагружении плети внутренним давлением.

Размеры и схема трубной плети, составленной из одношовных трубных секций сечением 1020x22 мм., длительное время хранившихся на открытом воздухе и имеющих незначительные коррозионные дефекты, приведены на рис. 34. Проведенные металлографические исследования показали, что материал трубы имеет феррито-перлитную структуру стали с содержанием углерода около 0,3 %, соответствующую горячекатаному состоянию после контролируемой прокатки (рис. 35). /57/.

Рисунок 35. - Структура материала трубы, х200.

Из отобранных темплетов были изготовлены образцы, с помощью которых определены основные механические свойства. Полученные свойства соответствуют классу прочности К-70 (предел текучести 524 МПа, предел прочности 804 МПа, удлинение 28 %).

Трубная плеть перед испытаниями была обследована визуально и при помощи прибора МВД-2. В результате установлено, что на поверхности труб трещины и трещиноподобные дефекты глубиной более 1 мм отсутствуют; на всей поверхности плети имеются повреждения в виде питтинго-вой коррозии глубиной до 1 мм. На рисунках 36, 37 приведен вид поверхности дефектов катушек. Твердость трубного металла, измеренная портативным твердомером «Элит 2М», составила 200-210 НВ, что соответствует классу прочности труб К60-65.

После заполнения водой подготовленной к испытаниям плети ее напряженное состояние было обследовано с помощью магнитного прибора типа МВН-ЗМ с определением знака и уровня кольцевых напряжений в четырех кольцевых сечениях, положение которых обозначено на схеме плети (рис. 34), с шагом 100 мм. Замер напряжений в выбранных сечениях (таблица 21, 22) производится до начала нагружения плети, характеризуя, таким образом, распределение остаточных напряжений, а также после подачи внутритрубного давления определенного уровня с последующей разгрузкой, что показывало возможное изменение остаточных напряжений в результате произведенного нагружения.

Для контроля напряженного состояния плети непосредственно в процессе ее нагружения или разгрузки были также использованы стационарные накладные датчики (8 шт.) типа МВД-3. Датчики устанавливались (наклеивались) перед нагружением плети на трубной поверхности центральной секции (рис. 34) после ее обследования в положениях, характеризующих точки с наиболее высоким уровнем исходных напряжений.

После обследования напряженного состояния плети до нагружения были произведены гидроиспытания, сопровождающиеся контролем показаний стационарных датчиков нагружаемой плети в выбранных точках поверхности, а также в состоянии после сброса внутритрубного давления в выбранных кольцевых сечениях.

Испытания проведены по следующей программе:

- нагружение давлением 60 кгс/см , выдержка 5 мин, разгрузка; -нагружение давлением 75 кгс/см2, выдержка 5 мин, разгрузка, повторно-статическое нагружение до 75 кгс/см2 - 10 раз;

-нагружение давлением 85 кгс/см , выдержка 5 мин, разгрузка, повторно-статическое нагружение до 85 кгс/см2 - 5 раз; -нагружение давлением 94 , выдержка 5 мин, разгрузка, повторно-статическое нагружение до 94 кгс/см2 — 5 раз; л

- нагружение давлением 112 кгс/см , выдержка 5 мин, разгрузка.

Программа испытания выполнена в течение одного рабочего дня. На рис. 3 8 приведена схема нагружения плети в процессе гидравлических испытаний, которые закончились при давлении 113 кгс/см2.

После каждого изменения давления (подъема, сброса) производился замер показаний датчиков. Результаты замеров приведены в таблицах 23, 24 после нагружения на 60, 75 кгс/см2 , цикла на 75, цикла на 85 и нагружения на 113 кгс/см2. Расчетные напряжения от давления оценивались по формуле: с = P(D-2t) / 9,8-2t , где, Р - давление;

D — диаметр трубы; t — толщина стенки трубы, что составило:

68 МПа при давлении 60 кгс/см ; 85 МПа при давлении 75 кгс/см2; 96 МПа при давлении 85 кгс/см*"; 108 МПа при давлении 95 кгс/см2; 127 МПа при давлении 113 кгс/см2.

На вырезанном из трубы образце была проведена металлографическая («Неофот-32») оценка структурного состояния материала.

Состояние плети в контрольных сечениях 1-4 перед испытаниями.

Результаты оценки напряженного состояния плети до испытания, определенные в сечениях 1-4 (рис. 34) с помощью прибора МВН-ЗМ, представлены в таблицах 21 и 22, а также графически в виде диаграмм на рис. 39. Все исследованные сечения принадлежали разным трубам; при этом сечения 2-4 имели в плети сходное положение продольного шва (на 7, 9 час по условному циферблату). Из представленного на рис.39 видно, что распределение напряжений на круговых диаграммах для всех исследованных сечений одинаковое, характерное для распределения остаточных напряжений технологического происхождения с наложением дополнительных кольцевых напряжений сжатия (деформации растяжения). Результаты сравнения исследованных сечений, представленные в таблицах 21 и 22, могут быть изложены следующим образом.

В сечении 3 центральной секции (№ 4) обнаруженные максимальные напряжения растяжения составляют 95 МПа, напряжения сжатия составляют 225 МПа, амплитуда разброса крайних значений напряжений равна 320 МПа при среднем напряжении, действующем в данном сечении, равном 41 МПа сжатия. Таким образом, видно, что в данном сечении преобладают напряжения сжатия (в 23 контрольных точках из 32) при наличии двух зон растяжения.

Сечение 4, расположенное также в центральной секции № 4 (рис. 34), отличается от напряженного состояния сечения 3 (таблицы 21, 22) более высоким уровнем максимальных напряжений растяжения (163 МПа) и сжатия (244 МПа), большей амплитудой разброса напряжений (407 МПа) при практически равном среднем напряжении (34 МПа сжатия). Возможно, что отмеченная разница состояния 3 и 4 сечений, принадлежащих одной и той же трубе, обусловлена близостью сечения 4 к кольцевому шву приварки катушки № 5 (рис. 34). При этом вид круговой диаграммы сечений 3 и 4 (рис. 39) обладает сходством.

Сечение 2 расположено на катушке № 2 (рис. 34), ограниченной с двух концов близко расположенными кольцевыми швами. Результаты таблицы 21 показывают, что исходное напряженное состояние данного сечения характеризуется максимальными напряжениями растяжения 116 МПа, наиболее высоким по отношению к сечениям 4 и 3 уровнем напряжений сжатия (314 МПа), большей амплитудой разброса крайних напряжений (430 МПа) и наиболее высоким средним напряжением (124 МПа сжатия). При этом большая часть контрольных точек кругового сечения (30 из 32) оказываются в зоне сжимающих напряжений (таблица 22).

Сечение 1 расположено на катушке 1, имеющей несколько большую длину (по сравнению с катушкой 2) между кольцевыми швами. Данные таблицы 21 показывают, что в этом случае уровень растягивающих напряжений минимален для рассмотренных сечений и составляет 58 МПа, уровень сжимающих напряжений (281 МПа) несколько ниже, чем в сечении 2, при средних напряжениях сжатия уровня 98 МПа и амплитуде разброса крайних значений 339 МПа. Вид круговой диаграммы (рис. 39) практически совпадает с диаграммой сечения 2. Преобладающая часть контрольных точек (29 из 32), как и в сечении 2, находится под действием сжимающих напряжений.

Приведенные результаты оценки состояния неэксплуатированных труб (сборной плети) сечениях 1-4 дают основание утверждать, что напряженное состояние труб определяется сочетанием остаточных напряжений технологического происхождения, что проявляется в однотипном характере соответствующих круговых диаграмм, при влиянии дополнительного фактора, связанного с изготовлением (сваркой) плети и возможно ее подготовкой к испытаниям (заполнением водой). Следует также специально отметить неоднородность знака и уровня исходных напряжений, обнаруженных в подготовленной к испытаниям плети.

Состояние контрольных сечений после нагружения.

Нагружение плети производилось по режиму, представленному на рис. 38 до максимального расчетного уровня кольцевых напряжений 127 МПа. При номинальном пределе текучести материала трубы из стали класса К60-К65 это соответствовало 0,2 от нижнего предела текучести, т.е. упругой области нагружения, или отсутствию остаточного изменения исходного напряженного состояния труб. Данные таблиц 21, 22 характеризующие последовательность изменения напряженного состояния труб в исследованных сечениях, показывают более сложную картину. Сравнение исходного состояния контрольных сечений (рис. 39) с состоянием после максимального нагружения (т.е. после окончания гидроиспытаний) свидетельствует о том, что положение точек с максимальными исходными напряжениями растяжения для сечений 1-3 после нагружения не изменилось (таблица 22). Значение исходных растягивающих напряжений в результате нагружения изменилось по-разному: в сечении 1 с 58 до 77 МПа; в сечении 2 с 116 до 85 МПа; в сечении 3 с 95 до 129 Mlla. В сечении 4 в результате нагружения положение точек максимальных растягивающих напряжений изменилось (с 11,7 час /163 МПа на 7,5 час/ 289 МПа). При этом абсолютное изменение уровня растягивающих напряжений в соответствующих точках составляло для 11,7 час от 163 до 185 МПа и для 7,5 час от 9 до 289 МПа. Таким образом, максимальный абсолютный прирост остаточных напряжений (280 МПа) зафиксирован на точке с более низким исходным значением напряжений (таблица 22). При этом прирост максимальных растягивающих напряжений в остальных точках составляет от 22 до 34 МПа.

Представляет интерес сравнить с исходным положение точек и максимальный уровень напряжений сжатия после испытания (таблица 22). Приведенные данные показывают, что изменения напряженного состояния разных сечений различается. В сечении 1 положение точки максимума напряжений растяжения в результате нагружения сохраняется (10,9 час) при уменьшении уровня напряжений (с 281 до 86 МПа). В сечении 2 в результате нагружения положение максимума сжатия и его уровень сохранились (5,7 час; 314 МПа) В сечении 3 максимум сжатия изменился от 0,4 час/225 МПа до 10,9 часа/140 МПа. При этом абсолютное изменение напряжений сжатия от исходного составляло -114 МПа и +57 МПа (уменьшение в первом и увеличение сжатия во втором случае). В сечении 4 максимум сжатия после нагружения изменился от 7,9 часа/294 МПа до 9,4 часа/189 МПа. Абсолютное изменение уровня напряжений сжатия после нагружения составило уменьшение на 67 МПа в первом случае и прирост на 9 МПа во втором случае. Таким образом, мы видим, что реакция остаточных напряжений сжатия неоднозначна: для двух сечений (катушки № 1 и № 2) наблюдается уменьшение уровня максимальных сжимающих напряжений или его сохранение при неизменном положении точек максимума; для сечений 3 и 4 катушки № 3 максимальное напряжение сжатия по уровню и положению меняются с разным знаком. При этом преобладает уменьшение сжимающих напряжений, что следует из значения средних напряжений в контрольном сечении. Совокупность этих данных показывает нестабильный характер изменения (уменьшения) остаточных напряжений сжатия в результате нагружения плети в упругой области, свидетельствующий

0 перераспределении напряжений.

Результаты оценки остаточного изменения напряженного состояния в контрольных сечениях 1-4 на стадиях нагружения плети в интервале 60-85 кгс/см2 приведены в таблице 22 и на рис. 40-43. Из приведенного видно, что напряжения растяжения меняются незначительно, и относительное расположение сечений 1-4 по уровню напряжений в основном сохраняется. Изменение напряжений сжатия свидетельствует об их уменьшении с повышением давления нагружения. Таким образом, перераспределение напряжений в результате нагружения плети (рис. 40-43) реализуется преимущественно за счет снижения уровня остаточных сжимающих напряжений (т.е. «выравнивания» исходной существовавшей в плети неравновесной схемы напряженного состояния). Вероятно, данный процесс осуществляется за счет локальной пластической деформации в макроупругой области нагружения.

Изменение показаний стационарных датчиков при нагружении плети.

Данные показаний датчиков 1-8 в процессе нагружения плети, представленные на рис. 44, свидетельствуют о преимущественно однотипном характере изменения показаний — уменьшении кольцевых напряжений сжатия и практическом постоянстве напряжений растяжения по мере увеличения давления в плети в процессе гидроиспытаний. Результаты испытания также представлены в таблицах 23, 24.

Положение датчиков на трубной плети указано на рис. 34; датчики 4-8 располагались в верхней части сечения катушки № 4 (0,2 -2 часа), датчики

1 и 2 были размещены в верхнем сечении (11,7—11,5 часа) катушки № 4. Датчик 3 был установлен на катушке № 5 на 0 6 часов.

В таблице 24 приведены сводные данные о показаниях датчиков в исходном состоянии (до нагружения), при максимальном давлении 113 кгс/см2, а также после разгрузки или окончания гидроиспытаний. В исходном состоянии датчики, установленные на катушке № 4, имели уровень напряжений от 101 МПа растяжения (4 датчик) до 382 МПа сжатия (2 датчик). При этом датчики 6-8, установленные «в линию» (рис. 34), имели последовательное снижение уровня напряжений (oy 317 МПа сжатия на 6 датчике до 22 МПа растяжения на 8 датчике).

Нагружение плети до максимального давления 113 кгс/см2 привело к однотипному изменению показаний датчиков: в области растяжения показания датчиков либо сохранялись постоянными (датчик 4 с максимальным уровнем напряжений растяжения 101 МПа), либо слабо повышались на 3444 МПа (датчики 8 и 1). Все остальные датчики, установленные на катушке № 4 в области сжимающих напряжений (от 112 до 382 МПа), при нагруже-нии понижали показания (на 32-300 МПа, соответственно), причем, чем выше уровень исходных напряжений сжатия, тем больше понижение напряжений (таблица 24) или сильнее выражен эффект «разгрузки». После сброса максимального достигнутого давления до полной разгрузки плети показания датчиков изменяются в сторону приближения к исходным значениям (таблицы 3, 4). При этом остаточный эффект нагружения плети для датчиков 1, 4 и 8, установленных на зоны действия растягивающих напряжений, выражен слабо (в виде повышения исходного уровня напряжений на 8, 13 и 25 МПа, соответственно). Для остальных датчиков (2, 5, 6, 7) остаточные последствия нагружения плети проявились в уменьшении исходного уровня сжимающих напряжений на 184, 99, 134 и 31 МПа, соответственно (таблица 24).

На рис. 45 приведены данные о показаниях датчиков в интервале исследованного давления до 113 кгс/см2. Следует отметить, что показания датчиков 4, 5 , 6, 7 и 8, расположенных в верхней части сечения катушки № 4, имеют (в отличии от датчиков 1, 2 и 3) общую особенность: кривая, характеризующая показания датчиков после нагружения и разгрузки, расположена в основном выше кривой замера показаний под нагрузкой. Этот факт означает, что исходные кольцевые деформации сжатия после разгрузки увеличиваются (знак деформации противоположен знаку остаточных напряжений), а кольцевые деформации растяжения понижаются, т.е. состояние плети после разгрузки «возвращается» к исходному за счет местной пластической деформации. При этом общее состояние плети, имеющей неоднородное распределение исходных напряжений, в результате нагружения проявляет тенденцию к выравниванию, что проявляется (таблица 24) как в «сглаживании» пиков напряжений, так и в существенном уменьшении амплитуды изменения уровня крайних напряжений (от 414 МПа до нагружения до 231 МПа после нагружения на 113 кгс/см2).

Результаты испытаний с использованием стационарных датчиков (таблица 24), позволяют отметить зависимость изменения напряженного состояния от знака и уровня существовавших до нагружения остаточных напряжений. Для датчиков 1, 4 и 8, установленных в местах остаточных напряжений растяжения (рис. 34), минимальный (практически нулевой) прирост напряжений при нагружении наблюдался при наиболее высоком (101 МПа) уровне остаточных напряжений растяжения (датчик 4). При этом максимальный уровень достигнутых при нагружении напряжений растяжения (не более 113 МПа) практически соответствует расчетному уровню напряжений при максимальном внутри трубном давлении (127 МПа при 113 кгс/см2). Этот факт свидетельствует о том, что при использованной схеме «мягкого» нагружения плети внутритрубным давлением (по напряжению) суммирования существовавши:: остаточных и рабочих напряжений равного знака (растяжения) не происходит. Таким образом, видно (таблица 24), что при нагружении плети внутритрубным давлением деформация труб с неоднородным распределением напряжений локализуется в наименее нагруженных участках труб или в местах остаточных напряжений противоположного знака. В результате неоднородности напряженного состояния нагружаемой конструкции уменьшаются.

Оценка напряженного состояния эксплуатированных труб при их нагружении внутренним давлением.

Аналогичные опыты были выполнены путем испытания сборной плети, составленной из катушек труб класса прочности Х-70 размера 1420x15,7 после эксплуатации в течение 10 лет, путем нагружения плети внутренним давлением до 7,5 МПа. Процесс стендовых гидроиспытаний данной плети сопровождался контролем напряженного состояния поверхности катушек с помощью накладных датчиков типа МВД-3, место установки которых были выбраны на основании измерения остаточных напряжений, существовавших на наружной поверхности труб перед испытанием.

Для трубной плети, собранной из эксплуатированных труб стали Х-70 выполнена оценка напряженного состояния (знака и уровня кольцевых остаточных напряжений) для трех поперечных контрольных сечений каждой катушки, находящихся в разгруженном состоянии. На основании полученных данных на плети было выбрано 17 контрольных точек, значения кольцевых остаточных напряжений в которых по результатам полного обследования контрольных сечений соответствовали экстремальным величинам или были близки к ним (таблица 25). Полученные данные показывают, что в состоянии до нагружения распределение остаточных напряжений в контрольных сечениях катушек неоднородно - згачения остаточных напряжений находятся в пределах от 273 МПа растяжения до 93 МПа сжатия. При этом контрольные точки дефектных сечений катушек по уровню остаточных напряжений не имеют какого-либо систематического отличия от остальных сечений (таблица 25), поскольку их величина находится в указанных общих пределах. Размах амплитуды остаточных напряжений (разница между максимальным и минимальным значением) для конкретного сечения составляет от 317 МПа (катушка № 8) до 289 к 214 МПа (катушки № 6 и № 7). Нагружение плети давлением 7,5 МПа (расчетные кольцевые напряжения 300-340 МПа) приводит к изменению напряжений в контрольных точках (таблица 25). При этом напряжения в разных точках изменяются неоднородно — в пределах одной катушки в результате нагружения может происходить как рост, так и уменьшение уровня напряжений, существовавшего до нагружения. С учетом исходной неоднородности напряженного состояния в результате нагружения наблюдается перераспределение напряжений - уменьшение уровня кольцевых растягивающих напряжений (прежде всего в точках максимальных значений) и появление или повышение уровня растягивающих напряжений в точках, где либо были остаточные напряжения сжатия (т.е. произошло изменение знака напряжений), либо был более низкий уровень напряжений растяжения (таблица 25, рис. 46). Таким образом, напряженное состояние катушек при нагружении становится более однородным, что выражается, например, в существенном уменьшении размаха амплитуды напряжений в пределах контрольного сечения. При этом максимальный фактический прирост кольцевых напряжений при нагружении достигает близкого к расчетному уровню (точка 2 на катушке № 8, 296 МПа), а максимальный эффект разгрузки составляет 176 МПа и наблюдается в точке 7 катушки 6 с наиболее высоким уровнем исходных остаточных напряжений растяжения.

1. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. // Нефть и газ. -1999. -С. 463.

2. Александров А.В., Яковлев Е.И. Проектирование и эксплуатация систем дальнего транспорта газа. // Недра. - 1974. - С 432.

3. Сурков Ю.П. По результатам проведенгя стендовых испытаний трубопроводов на Краснотурьинского ЛПУ МГ предприятия Тюментрансгаз. Отчет о НИР/Hi 111 «Экспертиза», о. 1 д. 521. // Екатеринбург. - 2006. -С. 57.

4. Батов Г.П., Бирюкова Н.П., Ермолаев А.А. 1-я Международная школа-семинар «Определение напряженно-деформированного состояния и оценка остаточного ресурса технических устройств и сооружений». // Сварочное производство.- 2008.- № 3.- 54-55.

5. Вознесенский Е.А. Динамическая неустойчивость грунтов. // Эдито- риал УРСС. - 1999. - 264.

6. Разумов О.С, Ладонников В.Г., Ангелова Н.В. и др. Инженерная геодезия в строительстве: Учеб. Пособие для строит, спец. вузов. // Высш. Шк. - 1984. - 216.

7. Бондарик Г.К. Инженерная геодинамика: учебник. // КДУ. - 2007. - 440.

8. Анучкин М.П., Горицкий В.Н., Мирошниченко Б.И. Трубы для магистральных трубопроводов. // Недра. - 1986. - 231.

9. Тавастшерна Р. И. Изготовление и монтаж технологических трубопроводов. // Учеб. Стройиздат. - 1986. -С. 286.

10. Щербинин В.Е., Горкунов Э.С. Магнитный контроль качества металлов. // Екатеринбург. -1996. - 267.

11. СНиП. 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. // Минстрой России. - М.: ГУПЦПП. -1997. - 60.

12. Клюев В.В. Неразрушающий контроль: Справочник: В 7 т. Т.1: В 2 кн.: Кн. 1: Визуальный и измерительный контроль. Кн.2. Радиационный контроль. // Машиностроение. -2003. - 560.

13. Клюев В.В. Неразрушающий контроль: Справочник: В 8 т. Т.2: В 2 кн.: Кн. 1: Контроль герметичности. Кн. 2. Вихретоковый контроль. // Машиностроение. - 2006. - 688.

14. Клюев В.В. Неразрушающий контроль: Справочник: В 8 т. Т.З. Ультразвуковой контроль. // Машиностроение. - 2006. - 864.

15. Клюев В.В. Неразрушающий контроль: Справочник: В 8 т. Т.4: В 3 кн.: Кн. 1: Акустическая тензометрия. Кн. 2. Магнитопорошковый метод контроля. Кн.З. Капиллярный контроль. // Машиностроение. - 2006. - 736.

16. Клюев В.В. Неразрушающий контроль: Справочник: В 7 т. Т.7: В 2 кн.: Кн. 1: Метод акустической эмиссии. Кн. 2. Вибродиагностика. // Машиностроение. — 2005. - 829.

17. Авторское свидетельство № 111331.// Мехонцев Ю.А.

18. Бикташев Т.Х. Разработка и исследование электромагнитного метода измерения напряжений в стальных конструкциях. // Диссертация канд. тех-нич. наук, Архив ИФМ УрО РАН. - 1973. - 112.

19. Кершенбаум В.Я., Ремизов В.В. Стали для нефтегазового оборудования. Международный транслятор. // Центр Наука и Техника. - 1998. - 476.

20. Устилимов Б.Ф. Строительство магистральных газопроводов и систем газоснабжения. // Учебное пособие. Екатеринбург. - 2002. - 394.

21. Зубченко А.С., Колосков М.М., Каширский Ю.В. и др. Марочник сталей и сплавов. // Машиностроение. - 2003. - 784.

22. Методические указания по оценке НДС технологических трубопроводов компрессорных станций. // ОАО Газпром. - 2002. - 45.

23. Гордиенко В.Е., Овчинников Н.В., Бакшеев А.О. Зависимость напряженности магнитного поля рассеяния малоуглеродистых и низколегированных сталей от одноосных напряжений растяжения и сжатия. // Контроль. Диагностика. № 2. - 2007. - 60-64,69.

24. Громов А.В., Гузанов Н.Е., Хачикян Л.А. Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справочное пособие. // Недра. — 1987. - 176.

25. Ионин Д.А., Яковлев Е.И. Современные методы диагностики магистральных газопроводов. // Недра. - 1987. - 232.

26. Хромченко Ф.А. Справочное пособие сварщика. // Машиностроение. -2003.-С. 416.

27. Румянцев СВ., Добромыслов В.А., Борисов О.И., Азаров Н.Т. Не- разрушающие методы контроля сварных соединений. // Машиностроение. -1976.-С. 335.

28. СТО Газпром 2-2.4-083-2006. Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. // Газпром. - 2007. - 105.

29. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. // Недра. - 1985. - 231.

30. Косилова А.Г., Мещеряков Р.К. Справочник технолога- машиностроителя. В 2-х т. Т. 1. // Машиностроение. - 1985. -С. 656.

31. Косилова А.Г., Мещеряков Р.К. Справочник технолога- машиностроителя. В 2-х т. Т. 2. // Машиностроение. -1985. - 496.

32. Калашников Г. Электричество: Уч. пособие. // Наука. - 1985. -. 576.

33. Иванов И.И., Равдоник B.C. Электротехника: Уч. пособие. // Высш. Шк.. - 1984. - 375.

34. Миловзоров В.П. Электромагнитные устройства автоматики. // Высш. Школа. - 1974. - 312.

35. Золоторевский B.C. Механические свойств? металлов. Учебник для вузов. // Металлургия. — 1983. - 352.

36. Золоторевский B.C. Механические свойства металлов. Учебник для вузов. // МИСИС. - 1998. - 400.

37. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. // Недра. - 1987. -С. 471.

38. Бернштейн М.Л. Металловедение. Сталь. Справочник в 2-х т. Т.1. Основные положения. // Металлургия. - 1995.- 335.

39. Бернштейн М.Л., Рахштадт А.Г. Металловедение и термическая обработка стали. Справочник. Т.2. Основы термической обработки. // Металлургия. - 1995. - 334.

40. Кальнер В.Д. и др. Контроль качества термической обработки стальных полуфабрикатов и деталей: Справочник.,'/ Машиностроение. - 1984. -С. 384.

41. Перевод с немецкого Ароновича М.С, Михайлова О.А. Справочник по сталям и методам их испытаний. // Металлургиздат. - 1958. - 920.

42. Полянский Р.П., Пастернак В.И. Трубы для нефтяной и газовой промышленности за рубежом. // Недра. -1979. - 215.

43. Лившиц Л.С., Левин СМ. Стали для оборудования нефтяной и газовой промышленности: Справочное пособие. // Недра. - 1995. - С 287.

44. Ежов А.А., Герасимова Л.П. Дефекты в металлах. Справочник-атлас. // Русский университет. - 2002. - С 360.

45. ОНТП 51-1-85. «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы». // ВНИ-ПИтрансгаз. и ВНИИГАЗ. - 1986. - 217.

46. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. // Газпром. - 2006. - 196.

47. Франценюк И.В., Франценюк Л.И. Альбом микроструктур чугуна, стали, цветных металлов и их сплавов. // ИКЦ. Академкнига. - 2004. - С 192.

48. Харионовский В.В., Курганова И.Н., Ремизов Д.И. и др. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. // ВНИИГАЗ. - 1996. - 20.

49. ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. Серия 03. Выпуск 25. // Открытое акционерное общество «Научно-технический центр по безопасности в промышленности». - 2006. - 152.

50. Поляков Г.Н., Яковлев Е.И., Пиотровский АС, Яковлев А.Е. Эксплуатация и реконструкция трубопроводных магистралей. // Машиностроение. - 1992. - 256.

51. Воробьев Ю.П. Дефекты поверхности стальных слитков МНЛЗ // Дефектоскопия. -Екатеринбург. — 1996. № 9. - 77-92.

52. Сагарадзе В.В., Филиппов Ю.И., Матвиенко А.Ф., Мирошничеко Б.И., Лоскутов В.Е., Канайкин В.А. Коррозионное растрескивание аусте-нитных и ферритоперлитных сталей. // Екатеринбург. УрО РАН. - 2006. -С. 228.

53. Салюков Б.В. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов. // УДК.-2007.-С. 352.

54. Васенев Ю.Г., Ермолаев В.Е., Мельник В.И. Особенности дефектоскопии сварных соединений газонефтепроводов при их длительной эксплуатации. // Контроль. Диагностика. — 2006. - № 10. - 31-35.

55. Указатель нормативных документов для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». - М.: Газпром, 2007, с. 253.

56. Сурков Ю.П., Рыбалко В.Г., Сычева Т.С., Усенко В.Ф., Хороших А.В., Долгов И.А. Коррозионное растрескивание газопроводов.: Атлас // Спр. Изд. Екатеринбург, УрО РАН. - 1999. - 72.

57. Алимов СВ., Долгов И.А., Горчаков В.А., Сурков А.Ю., Сурков Ю.П., Рыбалко В.Г. Диагностика коррозионного растрескивания газопроводов. // Екатеринбург,. - 2004. - 85.

58. Мозгалевский А.В., Гаскаров Д.В. Техническая диагностика. // Высш. Школа. - 1975. - 206.

59. Антикайн П.А. Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов. // Энергосервис. - 2001. - 440.

60. Волченко В.Н., Ямпольский В.М., Винскуров В.А. и др. Теория сварочных процессов: Учеб. для вузов. // Высш. Шк. - 1988. - 559.

61. Биргер И.Л. Техническая диагностика. // Машиностроение. — 1978. - 314.

62. Климовский Е.М., Колотилов Ю.В. Очистка и испытание магистральных трубопроводов. // Недра. - 1987. - 173.

63. Асташенков А.И. и др. Измерения. Контроль. Качество. Неразру- шающий контроль. // ИПК Издательство стандартов. -2002. - 709.

64. Романов О.Н., Никифорчин Г.Н. Механика коррозионных разрушений конструкционных сплавов. // Металлургия,. — 1986. — 293.

65. ВРД 39-1.10-023-2001. Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах. // ООО «ИРЦ Газпром». -2001.-С. 24.

66. Беленький Д.М., Вернези Н.Л., Черпаков А.В. Изменение механических характеристик стыкового соединения при упругопластическом деформировании. //Сварочноепроизводство. -2003. ••№ 10. -С. 3-5.

67. Биргер И.А., Пановко Я.Г. Прочность, устойчивость, колебания. Справочник в трех томах. Том 2. // Машиностроение. — 1968. - 831.

68. Биргер И.А., Пановко Я.Г. Прочность, устойчивость, колебания. Справочник в трех томах. Том 1. // Машиностроение. — 1968. - 465.

69. Биргер И.А., Пановко Я.Г. Прочность, устойчивость, колебания. Справочник в трех томах. Том 3. // Машиностроение. - 1968. - 569.

70. Самойлович Г. Неразрушающий контроль металлов и изделий. Справочник. // Машиностроение. - 1976. - 456.

71. Ефименко Л.А., Капустин О.Е., Илюхин В.Ю., Коновалова О.В. Анализ склонности трубных сталей различной категории прочности к термодеформационному старению. // Сварочное производство,- 2008.- № 1.-С- 10-12.

72. Должанский П.Р. Контроль надежности металла объектов котлонадзора: Справочное пособие. // Недра. - 1985. - 263.

73. Сокол А.Н., Макаров Ю.В., Осипов М.Л., Пузенко В.И. Напряженно- деформированное состояние элементов трубопроводных систем как фактор оценки качества, надежности и промышленной безопасности. // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 9. - 100-101.

74. Болонов В.Е., Лыглаев А.В., Федоров СП. Эксплуатация магистральных газопроводов в условиях Крайнего Севера. // Газовая промышленность. - 1996. - № 2. - 55-56.

75. Федоров СП., Левин А.И., Лыглаев А.В. Оценка состояния участка газопровода на болотистой местности. // Газовая промышленность. — 1998. -№ 6.-С. 17-18. \. 138