Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 [ 77 ] 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101

бопровода: разрывом стенки и разгерметизацией трубы; потерей устойчивости сечения и образованием гофра.

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

Предлагается определить параметр /деф как отношение

деф = Рдеф/Р0, (5.90)

где рдеф - допустимое давление для трубы! с данны!м дефектом; Р0 - проектное допустимое давление для бездефектной трубы.

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

р0 = 25«Г , (5.91)

где 5 - толщина стенки бездефектной трубы; - предел прочности (нормативный); m - коэффициент условий работы трубопровода; k1 - коэффициент надежности по материалу; кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода; Dн - наружный диаметр трубы (нормативный).

Для магистральных нефтепроводов допускается принимать значения коэффициентов: к1 = 1,47; кн = 1,05; m - см.

стр. 233.

Допустимое давление для дефектной трубы Рдеф определяется по специальной методике [51], исходя из результатов внутритрубной диагностики, и содержится в отчетах ЦТД «Диаскан». Допускается определение значения рдеф по другим апробированным и утвержденным методикам.

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

Для оценки прочности дефектной трубы может быть использовано выражение

/деф = 5ост/5, (5.92)

где 5ост - остаточная толщина стенки трубы на данном

дефекте; 5 - номинальная толщина стенки бездефектной трубы.

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

/деф = 1 (5.92а)

где I - коэффициент трещиностойкости трубной стали. Для трубных сталей, удовлетворяющих нормативным требованиям, коэффициент трещиностойкости I принимает значения порядка 0,7 - 0,9. Для более точного определения значения коэффициента трещиностойкости I необходимо провести испытания образцов по методике [70].

Совсем бездефектных трубопроводов нет. Даже если ликвидированы все обнаруженные дефекты, значение коэффициента дефектности /деф следует принять не вы1ше 0,9, потому что отклонение толщины стенки допускается на 10 % в сторону меньших значений.

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

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

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

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

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

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

ст„ = (09 "105а, = (0,72 * 0,95)а,, (5.93) {1,1 * 1,25) Kc Kc ,

где Km - коэффициент категории участка трубопровода; /деф - коэффициент дефектности; Kc - коэффициент старения металла труб; ат - нормативный предел текучести стали.

5. Из общих принципов безопасности работ технических устройств следует требование, чтобы при любых работах, включая ремонт, запас прочности трубопровода по отношении к пределу прочности был не менее 2

адоп 0,5а,. (5.94)

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

адоп 0,8а,. (5.95)

Таким образом, допустимое напряжение должно удовлетворять требованиям (5.78)-(5.80).

Пример 5.2. Оценить допустимы1е напряжения для нефтепроводов «Дружба-1» и «Дружба-2», где использована сталь марок 14ГН, 14ХГС, 17Г1С и импортная сталь чешского производства, срок эксплуатации составляет 30 лет, коэффициент старения Kc - 1,13.

Для бездефектных участков трубопровода III и IV категории допустимое напряжение можно принять в пределах (0,56- 0,75) нормативного предела текучести металла трубы. Это напряжение, кроме всего вышеизложенного, обеспечивает и достаточную сопротивляемость трубы против гофрооб-разования. Запас прочности по отношению к пределу прочности при таком выборе допустимых напряжений будет всегда не менее 2.