WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

На начальной стадии повреждения при первых циклах (интервал I графика) на поверхности испытываемого образца происходит зарождение усталостных полос скольжения, с последующим равномерным движением дислокаций на поверхности и внутри металла, которое характеризует более пологий интервал II графика. Далее образуются и увеличиваются микротрещины, которые характеризуют скачок в месте перегиба графика (граница интервалов II и III графика). Образование микротрещин выявлено в ходе проведения капиллярного контроля при проведении эксперимента.

Интервал III графика характеризует слияние микротрещин в одну более крупную магистральную трещину, приводящую к разрушению образца.

Разрушение образца t 100% tимп 3,II I III 2, 1,0, 10 20 30 40 50 количество изгибов, n Рисунок 2 – Зависимость времени распространения акустических волн от количества изгибов образца При двадцатом цикле малоциклового нагружения поврежденность металла на поверхности образцов достигает порядка 100 %, что находится на уровне 1,25 % изменения времени распространения акустических волн при испытаниях на растяжение плоских образцов. Это свидетельствует о сопоставимости результатов экспериментов статического и циклического нагружения образцов.

Интервал III графика при малоцикловых испытаниях плоских образцов на изгиб стал доступен в связи с тем, что после образования микротрещин в интервале II графика, происходило равномерное развитие магистральной трещины, путем слияния микротрещин. При испытаниях на растяжение этот процесс происходил мгновенно из-за локализации деформаций в шейке образца.

В связи с тем, что критерием безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования является отсутствие микротрещин и несплошностей в металле, ограничивающий предел уровня снижения времени распространения акустических волн при пластической деформации для сталей составит – 1,25 %.

По результатам исследований разработана методика измерения величины пластических деформаций при сложном напряженно-деформированном состоянии металла газопроводов акустическими волнами, с последующим определением остаточного ресурса безопасной эксплуатации дефектных участков газопроводов. Методика апробирована и нашла применение на практике, в частности при диагностировании напряженно-деформированного состояния металла газового оборудования и газопроводов.

В третьей главе рассмотрены причины образования дефектов формы труб и проведен анализ циклического режима эксплуатации газопроводов УЭСП ООО «Оренбурггазпром», на основе которого разработана методика проведения гидравлических испытаний и испытательное оборудование.

Вероятность образования вмятин на различных трубах (таблица 1) оценивали по величине критической нагрузки Т tFкр =, (2) 0,215(DH - t) 0,42 ln + 2R где T - предел текучести металла трубы, МПа;

t и DH – толщина стенки и диаметр трубы, мм;

R – радиус поверхности, по которой распределена радиальная нагрузка.

Таблица 1 – Трубы, рассчитанные на образование вмятин по величине критической нагрузки Fкр, кН № Фирма D, мм t, мм т, МПа в, МПа, % R, 100 R, 50 D/t трубы мм мм 1 GTS 530 6,0 461 586 23,1 70,1 31,4 88,2 Кавасаки 530 8,8 513 626 20,0 169,5 75,6 60,3 Кавасаки 530 12,0 501 614 22,0 311,2 137,9 44,4 Кавасаки 720 11,3 577 665 22,0 202,7 112,5 63,5 Кавасаки 720 6,2 559 630 21,0 58,6 32,7 116,6 Ниппон стил 530 7,1 495 622 22,5 105,8 47,4 74,7 Ниппон стил 530 12,0 474 584 24,0 294,4 130,5 44,8 Ниппон стил 530 14,0 456 566 21,0 388,2 171,4 37,9 Ниппон стил 720 10,8 493 627 21,5 158,1 87,8 66,10 Сумитомо 720 7,6 544 647 23,5 85,9 47,8 94,11 ЧТЗ 530 8,0 410 550 23,0 111,6 49,9 66,12 ЧТЗ 720 10,0 410 550 23,0 112,6 62,6 72,По результатам расчета выяснили, что наиболее подвержены к образованию вмятин высокопрочные трубы, имеющие наименьшую толщину стенки. Следовательно, рекомендуется использовать трубы на переходах и в скалистых грунтах с соотношением диаметра к толщине стенки не более 50.

В результате анализа режимов нагружений газопроводов выяснили, что они подвергаются в среднем 21 эквивалентному циклу нагружения в диапазоне от 0,1 РР до РР в год (РР – рабочее давление в газопроводе). Таким образом, газопроводы за тридцатилетний период эксплуатации подвергаются в среднем 600 эквивалентным циклам нагружений при давлениях от 0,1 РР до РР.

Методика проведения гидравлических испытаний, необходимая для учета циклически изменяемого давления в газопроводах, включает в себя режимы нагружения давлением дефектных труб с общим количеством эквивалентных циклов нагружений не менее 600, при давлениях от 0,1 РН до РН (РН – нормативное рабочее давление, определяется по СНиП 2.05.06-85).

Для создания циклических нагрузок, с целью имитации режимов нагружения действующих газопроводов, разработан гидравлический стенд.

Из гидробака Б, оборудованного датчиком уровня жидкости, рабочая жидкость (вода) поступает на насос Н1 через расходомер и фильтр Ф1 (рисунок 3). Для получения циклических нагрузок в схеме предусмотрено применение обратного клапана КО, с помощью которого открывают или закрывают поток рабочей жидкости на слив в гидробак Б. Управление гидроклапаном осуществляется с помощью электроконтактного манометра МН2. При достижении максимального давления в системе, установленного оператором на электроконтактном манометре, подается электрический ток на магнитную катушку клапана КО. Магнит притягивает золотник клапана, тем самым открывает поток рабочей жидкости на слив. Когда давление в системе достигнет минимального значения, через электроконтактный манометр отключается ток, питающий магнитную катушку клапана и перекрывается поток рабочей жидкости, идущей на слив. Давление в системе повторно растет до максимального значения и т.д., цикл повторяется.

МН МН Датчик уровня жидкости КП ВН Б Расходомер РП ФЗаливная ВН горловина Н КО ФВН Объект испытаний Рисунок 3 – Принципиальная схема гидравлического стенда Объектом гидравлических испытаний являлись дефектные натурные образцы труб Ду 700 мм, вырезанные из газопровода «Оренбург-Салават-Уфа».

Характеристики исследуемых образцов труб приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристики исследуемых образцов труб Ду 700 мм из стали API 5LX XНомер Глубина Отношение длины к Толщина образца Дефект дефекта ширине дефекта стенки трубы трубы h, мм (L/B), мм t, мм 1 Вмятина 20 260/520 6,2 Гофр 68 1360/320 7,3 Вмятина на кольцевом шве 34 350/270 7,4 Вмятина на продольном шве 32 500/450 7,5 Вмятина 17 180/260 7,6 Гофр 31 800/310 6,7 Гофр 47 880/410 7,Одна из испытуемых труб, содержащая гофр глубиной 68 мм, с минимальным радиусом кривизны на наружной поверхности (выпуклой части гофра - 11,5 мм, вогнутой части гофра – 11 мм) и толщиной стенки 7,6 мм показана на рисунке 4.

Результаты проведенных гидравлических испытаний показали, что вмятины в любой области трубы, как в области основного металла, так и в стена Защитная области сварных соединений, выдерживают малоцикловые и статические нагрузки. Металл труб в области дефектов формы подвергается деформациям в упругопластической области, т.е. малоцикловой усталости.

Рисунок 4 – Гофр Вмятины, расположенные вне области сварных соединений и не имеющие язв, рисок и задиров, в процессе циклического нагружения уменьшаются по глубине, при этом снижается концентрация напряжений в металле зоны вмятин, что приближает срок безопасной эксплуатации участка газопровода с вмятиной к сроку службы газопровода, не содержащего дефекты.

Наибольшую опасность при циклических нагрузках представляют гофры, т.к. они имеют наименьшие радиусы кривизны в зоне деформаций. Поэтому в области гофр при циклических нагрузках происходят деформации металла с большой амплитудой. При возникновении микротрещин на поверхности трубы напряжения от изгиба уменьшаются, вследствие перераспределения напряжений, и процесс развития трещин замедляется. Существенное увеличение размеров трещин наблюдается при увеличении размаха давления.

По результатам проведенных гидравлических испытаний установлено, что газопроводы с дефектами формы стенки труб, сопоставимыми с дефектами испытанных труб, за исключением труб с дефектами типа гофр, имеют прогнозируемый остаточный ресурс работы безопасной эксплуатации 20-25 лет при вышеуказанных режимах нагружения.

В четвертой главе рассматриваются вопросы эффективности контроля и определения остаточного ресурса безопасной эксплуатации металла дефектных участков труб акустическим неразрушающим методом контроля и предложена расчетная методика оценки потенциальной опасности дефектных участков магистральных газопроводов с прогнозированием остаточного ресурса.

Метод АУЗИ выл применен при проведении гидравлических испытаний дефектных труб (таблица 2), вырезанных из магистрального газопровода Ду 700 мм «Оренбург-Салават-Уфа» из стали API 5LX X70 согласно вышеописанной методике. В процессе испытаний труб с дефектами типа вмятин и гофр измерения времени распространения акустических волн производили в зонах перегибов и в центре вмятин и гофр. Полученные данные сравнивались с временем распространения акустических волн на основном металле газопровода (эталон).

Металл труб в области дефектов формы работает в условиях двухосного напряженного состояния, поэтому измерения времени распространения акустических волн, производили как в осевом направлении трубы, так и перпендикулярно осевому направлению трубы.

После каждых ста циклов нагружения труб от 0,1 РН до РН осуществляли повторное измерение времени распространения акустических волн.

Результаты метода АУЗИ согласовываются с реальным напряженнодеформированным состоянием зон вмятин и гофр, полученным при гидравлических испытаниях дефектных труб с помощью тензометрирования (таблица 3). Разность в показаниях связана с тем, что в процессе проведения гидравлических испытаний методом тензометрирования получили величину усталостного повреждения металла трубы при нахождении объекта под давлением, а методом АУЗИ получили величину усталостного повреждения после окончания очередного этапа испытаний (без давления). Также методом АУЗИ получаем интегрированную оценку усталостного повреждения по длине и толщине стенки исследуемой трубы с дефектом формы, в то время как тензометрированием данная величина определяется непосредственно на поверхности металла.

Таблица 3 – Усталостное повреждение металла образца трубы №1 в зоне вмятины h = 20 мм Усталостное повреждение металла трубы в зоне дефекта, % Размах Основной Начало Основной Начало Основной давлений Основной металл- вмятины - Центр металл- вмятины - Центр металл и Метод металл начало центр вмятины начало центр вмятины трубы количест- трубы вмятины вмятины вмятины вмятины вдоль оси оси во циклов вдоль оси оси вдоль оси вдоль оси оси оси от 0,1РН Тензометри13,2 45,0 42,0 35,0 65,0 90,0 87,1 90,до РН 500 рование циклов Метод АУЗИ 0,6 2,2 5,7 2,5 2,6 2,9 3,4 2,от 0,1РН Тензометри3,5 7,5 7,1 8,5 15,5 23,0 22,7 23,до 1,25РН рование Метод АУЗИ 0,8 3,4 6,8 29,3 3,8 6,0 4,0 2,циклов от 0,1РН Тензометри0,5 0,7 0,9 1,0 2,0 2,7 2,7 2,до 1,5РН рование 10 циклов Метод АУЗИ 0,8 15,3 45,2 26,0 5,5 17,1 27,8 6,от 0,1РН Тензометри0,6 0,1 0,1 1,1 2,2 2,8 2,6 2,до 1,75РН рование 10 циклов Метод АУЗИ 36,2 23,9 41,3 11,0 45,1 30,9 36,3 6,Тензометри17,7 53,3 50,1 45,6 84,7 118,6 115,1 119,Итого рование Метод АУЗИ 36,2 23,9 45,2 29,3 45,1 30,9 36,3 6,На основе результатов экспериментальных исследований метода АУЗИ и гидравлических испытаний дефектных труб предложена расчетная методика определения остаточного ресурса газопроводов с дефектами формы труб.

Первым этапом предлагаемой расчетной методики определения остаточного ресурса безопасной эксплуатации газопроводов с дефектами формы труб является визуально-измерительный контроль дефекта, при котором определяются геометрические размеры дефекта.

При определении остаточного срока службы дефектной трубы по предлагаемой методике необходимы следующие исходные данные: толщина стенки трубы t, мм; наименьший радиус кривизны в дефекте r, мм; величина относительного сужения поперечного сечения при разрыве ; анализ количества циклов нагружения труб и расчет эквивалентного количества циклов нагружения.

Далее по модифицированной формуле Коффина-Менсона рассчитывают количество циклов нагружения давлением труб до момента образования трещин:

1 N = (ln - пл ) /(ц ), (3) 2 1- где – величина исходной деформации при изгибе стенки трубы;

пл – величина деформации за один цикл нагружения;

ц n – коэффициент запаса долговечности;

– коэффициент концентрации напряжений в дополнительном дефекте в области вмятины (гофра).

Полученное значение N делят на эквивалентное количество циклов за один год и получают прогнозируемый остаточный ресурс работы участка газопровода с дефектом формы в годах.

В формуле (3) неизвестны величина исходной деформации при изгибе стенки трубы и величина деформации за один цикл нагружения.

пл ц Исходная деформация при изгибе стенки трубы определяется по формуле пл (1), но в этом случае не учитывается усталостная составляющая поврежденности металла в области дефекта формы трубы, т.к. газопровод с данным дефектом мог проработать неопределенное время при циклическом изменении давления. Более точно можно определить с помощью метода пл АУЗИ. Величины максимальной деформации за один цикл нагружения ц установлены экспериментально по результатам тензометрирования труб с дефектами формы в процессе гидроиспытаний (рисунки 5, 6). Регрессионный анализ экспериментальных данных, проведенный при помощи статистического пакета Stadia 6.2, позволил получить графики возможных максимальных величин деформаций при доверительной вероятности Р = 0,95.

С учетом результатов проведенного анализа геометрических параметров наиболее распространенных вмятин, график на рисунке 5 условно разделен на четыре интервала. Интервал IV относится к вмятинам с глубиной менее 0,01 D трубы.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»