30 Дек

МАТЕМАТИЧЕСКИЙ КРИТЕРИЙ РАЗРУШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ДЕФЕКТЕ РАСКАТНОЙ ПРИГАР С РИСКОЙ




Номер части:
Оглавление
Содержание
Журнал
Выходные данные


Науки и перечень статей вошедших в журнал:

Отечественные магистральные газонефтепроводы. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и газа является важнейшей частью экономики России, которая обладает одним из крупнейших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов: прогнозируемые запасы нефти оцениваются в 44 млрд т, газа − 127 трлн м3. В 2005 г. протяженность российских магистральных трубопроводов металлоемкостью более 50 млн т превышала 241,7 тыс. км, из которых 166 тыс. км − газопроводы, 52,5 тыс. км − нефтепроводы, 21,8 тыс. км − трубопроводы нефтепродуктов и 1,4 тыс. км − аммиакопроводы. По ним перекачивается 100% добываемого газа, 80% добываемой нефти и более 20% продукции нефтепереработки. Обеспечение промышленной и экологической безопасности трубопроводного транспорта углеводородов и продуктов их переработки является одной из приоритетных задач России.

Статистика и причины аварий газонефтепроводов. Среднее число инцидентов и аварий за 1999−2009 гг., приходящихся на 1000 км российских магистральных трубопроводов, составило 0,06 отказов в год. На западноевропейских магистральных трубопроводах среднее число отказов за 1991−2006 гг. составило 0,32 отказа в год, на североамериканских − 0,48.

В Европе три наиболее важные причины возникновения аварийных ситуаций и утечек − внешние воздействия на трубопроводы (36%), стресс коррозия (29%) и механические повреждения (24%).

Основными причинами аварий на российских магистральных трубопроводах в течение 2001–2006 гг. стали: внешние воздействия – 34,3%, брак монтажно-строительных работ – 23,2%, стресс коррозия (коррозийное растрескивание при напряжении) – 22,5%, сталеплавильный брак металла и дефекты труб при их изготовлении – 14,1%, ошибочные действия персонала – 3%.

Ежегодно из-за стресс коррозии и усталостного разрушения от циклических перепадов внутритрубных давлений из нефтепроводов вытекает 10−15 млн т нефти из добываемых в России 305 млн т (≈ 4−5%). Только от прямых потерь нефти экономический ущерб достигает 270 млн долл. в год. Плотность распределения дефектов стресс коррозии на магистральных нефтепроводах составляет 14,6 деф./км. Скорость стресс коррозии на их значительной части равна 0,2–0,5 мм/год, но имеет место и большая скорость − 0,8−1,16 мм/год.

За 1991−2001 г. число аварий на газопроводах России по причине стресс коррозии было 22,5% от общего числа аварий, а в 2000 г. − 37,4%.

Также в России находятся в эксплуатации 350 тыс. км межпромысловых трубопроводов, на которых ежегодно отмечается свыше 50 тыс. опасных инцидентов, сопровождающихся выбросами нефти. Основная причина аварий – разрывы труб из-за стресс коррозии. Износ межпромысловых трубопроводов достигает 80%, а частота их разрывов на два порядка выше, чем на магистральных трубопроводах, и составляет 1,5–2,0 разрыва на 1 км.

Рекомендации по снижению числа отказов на газонефтепроводах. Все разрушения российских магистральных газопроводов диаметром 1420 мм по причине стресс коррозии имели место при рабочих напряжениях в стенке трубы на уровне ≥ 70% регламентированного предела текучести стали (РПТС) независимо от поставщика труб. Поэтому уровень допустимых напряжений рекомендуется устанавливать ≤ 65% РПТС.

Необходимо ограничивать суммарный уровень «вредных» напряжений, возникающих в стенке трубопровода от действия технологических, монтажно-строительных и геодинамических факторов, величиной ≤ 10% РПТС. Это остаточные напряжения в трубах после их изготовления на металлургических заводах, напряжения от упругого изгиба участков трубопровода на трассах, подвижек земного грунта и всплытия трубопроводов на болотистых участках.

Применение малоперлитных сталей с карбонитридным упрочнением и контролируемой прокатки при производстве труб привело к повышению пределов прочности и текучести металла труб. Отношение фактических значений предела текучести к пределу прочности увеличилось с 0,6−0,7 для труб из нормализованных сталей до 0,75−0,9 для труб из сталей контролируемой прокатки. Учитывая повышенную склонность сталей к коррозионному растрескиванию под напряжением при значениях ≥ 0,9, рекомендуется ввести в технические условия на поставку труб ограничение сверху этого отношения величиной 0,85.

Большинство разрушений газопроводов диаметром 1420 мм из стали Х70 происходит в зонах, расположенных до 200 мм от продольного сварного шва. Поэтому целесообразно отказаться от применения труб с двумя сварными швами.

Для снижения уровня остаточных напряжений в стенках труб рекомендуется на металлургических заводах проводить отпуск труб при температурах 250−300°С в течении 2 часов.

Перед нанесением изоляции рекомендуется проводить специальную дробеструйную обработку внешней поверхности труб, создающую слой нержавеющего металла глубиной ≥ 0,5 мм, препятствующего зарождению стресс коррозийных трещин. Кроме того, дробеструйная обработка снижает уровень остаточных напряжений на наружной поверхности труб.

Для транспортировки нефти и газа следует более широко применять стекловолокнистые эпоксидные трубы с высокопрочными слоями стальной ленты внутри и толстостенные трубы из полимерных материалов, которые по сравнению со стальными трубами, имеют ряд преимуществ. Прежде всего, они устойчивы к коррозии. Гарантированный срок их эксплуатации не менее 50 лет. Масса полимерных труб почти в 4 раза меньше стальных. Они имеют идеально гладкие поверхности внутренних стенок, предотвращающие парафиновые отложения. Эти трубы не требуют гидроизоляции и катодной защиты, обладают большой гибкостью при укладке на трассе, достаточно высокой прочностью и требуют значительно меньших затрат на техническое обслуживание и ремонт.

Заводские дефекты труб для газонефтепроводов. В отечественных магистральных трубопроводах используются трубы большого диаметра − прямошовные, двухшовные и спиральношовные (диаметром до 1420 мм) класса прочности до К65 по стандарту API различного способа изготовления. Новейшими мировыми инновационными технологиями производства прямошовных одношовных сварных труб большого диаметра 1020 мм, 1220 мм и 1420 мм из сталей класса прочностей К38−К65 и Х42−Х80, с толщиной стенки до 52 мм, длинной до 18 м и рабочим давлением до 22,15 МПа являются процессы, разработанные немецкой фирмой SMS MEER, основу которых составляет процесс прессовой пошаговой формовки по схеме JСОE [1−16]. Технологии SMS MEER широко используют российские трубные заводы − ОАО «Выксунский металлургический завод», ЗАО «Ижорский трубный завод», ОАО «Челябинский трубопрокатный завод», а также заводы Германии, Китая и Индии.

Однако статистика аварий российских трубопроводов показывает, что стресс коррозия металла стенок труб в основном происходит именно на трубопроводах большого диаметра 700−1420 мм. Причем свыше 80% разрушений трубопроводов с признаками стресс коррозии наблюдается на трубопроводах диаметром 1020–1420 мм.

Основной причиной коррозионно-механического растрескивания металла стенок труб является совместное действие трех факторов: 1) низкое сталеплавильное качество металла и заводские дефекты труб − большие остаточные напряжения, микротрещины и микрорасслоения металла после формовки трубной заготовки, гофры, риски, раскатные пригары, несплавления сварного шва и так далее; 2) наличие коррозионно-активной среды и ее доступ к поверхности металла; 3) многоцикловая усталость и разрушение металла от пульсаций внутритрубных рабочих давлений и гидроударов.

На отечественных нефтепроводах почти в два раза больше, чем в США и Европе, отказов из-за заводских дефектов и брака строительно-монтажных работ. Поэтому необходимо тщательно изучать причины известных случаев отказа трубопроводов из-за производственного брака.

Дефект образования гофра продольного торца трубной заготовки на кромкогибочном прессе SMS MEER, дефект несплавления сварного продольного шва трубы при сборке, дефект «точка перегиба» при изгибе заготовки на трубоформовочном прессе SMS MEER изучались в работах [16−20]. Процессы правки дефектов поверхности стального листа изучались в работах [21−24].

Ниже получен математический критерий расчета критического давления внутри трубы при дефекте раскатной пригар с риской. Раскатной пригар − дефект поверхности стального листа в виде тёмного пятна неправильной формы, образовавшийся от раската куска металла, приварившегося к слябу из-за нарушения технологии разливки или упавшего на поверхность листа при горячей прокатке. Риска − дефект поверхности стального листа в виде канавки без выступа кромок с закругленным или плоским дном, образовавшийся от царапания поверхности листа прокатной арматурой или перемещения по поверхности листа твердого тела.

Критерий разрыва трубы при дефекте раскатной пригар с риской. Пусть p − внутреннее давление трубы; h и D − толщина стенки и внешний диаметр трубы (h << D), σв и σт − пределы прочности и текучести материала трубы; a, b и Δ − продольный и поперечный размеры раскатного пригара и глубина пригара в стенке трубы (Δ < h); a1 и Δ1 − максимальные ширина и глубина риски от раскатного пригара (Δ1 ≤ Δ), φ1 и φ2 − углы наклона «продольных осей» пригара и риски, соответственно, к окружности поперечного сечения и образующей трубы (рис. 1).

Рисунок 1. Труба с дефектом раскатной пригар с риской на внешней поверхности

По теории пластического течения деформацию элементов сплошной среды можно представить как сумму идеально упругой и несжимаемой жесткопластической деформаций. При этом упругая деформация подчиняется обобщенному закону Гука, а пластическая деформация подчиняется теории Сен-Венана−Мизеса [1, 2].

Под действием внутреннего давления металл стенки трубы в зоне дефекта раскатной пригар с риской испытывает сложное сопротивление: окружное растяжение, радиальное сжатие и концентрацию напряжений.

По теории прочности Треска−Сен-Венана внешняя стенка трубы разрушается, когда максимальные касательные напряжения достигают половины предела прочности σв. Разрушение стенки трубы при дефекте раскатной пригар с риской происходит при достижении в трубе критического давления (критерий Шинкина разрыва трубы при дефекте раскатной пригар с риской):

Расчет критических давлений при μ = 1, D = 720 мм, h = 11 мм, σв = 684 МПа, σт = 614 МПа, Δ1 = 3 мм, a = 20 мм, b = 25 мм, a1 = 20 мм, φ1 = 10,4о, φ2 = 34,3о в зависимости от глубины раскатного пригара Δ (h > Δ ≥ Δ1) в стенке трубы приведен в табл. 1.

Таблица 1.

Зависимость критических давлений от глубины раскатного пригара

Δ, мм 3 4 5 6 7 8 9 10
pshкритич, МПа 15,24 11,42 9,13 7,61 6,52 5,70 5,07 4,56
pshпластич, МПа 13,68 10,25 8,20 6,83 5,85 5,12 4,55 4,09

Пример разрушения трубы межпромыслового газопровода. На рис. 2 показана разгерметизация стальной трубы межпромыслового газопровода с образованием сквозного дефекта. Рабочее давление в момент инцидента − pразрыва = 4,4 МПа (59% от проектного давления 7,5 МПа). Прочностные и геометрические характеристики трубы − класс прочности К60, диаметр 720 мм, толщина стенки 11 мм, длина 11,59 м, масса 2,251 т, внешнее трехслойное изоляционное покрытие. Стальной лист для трубы был изготовлен с помощью технологии контролируемой прокатки.

Рисунок 2. Дефект раскатной пригар с риской на поверхности трубы

Дефект раскатной пригар с риской (рис. 3) представляет собой локальное утонение стенки трубы размером 110 ´ 50 мм. При разгерметизации трубопровода произошло выпадение пригара с образованием сквозного отверстия размером 20 ´ 25 мм. Выпавший пригар обнаружен не был. Гладкий и волнообразный характер поверхности дефекта показывает, что дефект сформировался при температуре, сопоставимой с температурой плавления металла листа, и деформировался в процессе горячей прокатки вместе с листом как единое целое.

Рисунок 3. Дефект раскатной пригар с риской

Размеры и вид сквозного отверстия разорванной трубы на ее внешней и внутренней поверхностях (рис. 3, 4) свидетельствуют в пользу того, что причиной дефекта раскатной пригар с риской вероятно послужило падение шестигранной гайки типа М12 (ГОСТ 5915-70, ширина 19 мм, диагональ 21,94 мм, толщина 10 мм) или М14 (ГОСТ 5927-70, ширина 21 мм, диагональ 24,25 мм, толщина 11 мм) на поверхность раскаленного листа при прокатке.

До момента вдавливания в горячий лист температура гайки была значительно ниже температуры листа. Валки при прокатке не сразу захватили гайку и от нее на поверхности листа образовалась риска с постепенно увеличивающимися глубиной и поперечным размером. Максимальный поперечный размер риски равен размеру гайки в момент ее вдавливания в лист. Вдавливание гайки в горячий лист было моментальным и привело к локальному повышению температуры металла внутри стенки листа до температуры, сравнимой с температурой плавления металла, и выбросу части полужидкого металла наружу. Это вызвало значительное увеличение размеров дефекта стенки листа в направлении его верхней поверхности. Так как температура «упругой» гайки была еще существенно ниже температуры раскаленного «пластического» листа, гайка легко вдавилась в лист практически на полную толщину листа. После вдавливания гайки в горячий лист, ее температура резко увеличилась и приблизилась к температуре листа. При прокатке гайки с листом как единого целого через несколько валков толщина гайки уменьшилась, а поперечные размеры гайки увеличились и приобрели овальные очертания.

Рисунок 4. Сквозное отверстие на внутренней поверхности разорванной трубы (слева) и образец дефекта, вырезанный перпендикулярно направлению проката листа (справа)

Прочностной анализ критических давлений разрушенной трубы. Геометрические и прочностные характеристики разорванной трубы: D = 720 мм, h = 11 мм, σв = 684 МПа, σт = 614 МПа, Δ1 = 3 мм, a = 20 мм, b = 25 мм, a1 = 20 мм, φ1 = 10,4о, φ2 = 34,3о и Δ = 10 мм. Инцидент произошел при рабочем давлении pразрыва = 4,4 МПа. Применяя критерий разрыва трубы при дефекте раскатной пригар с риской, получаем, что при минимальном значении μ = 1, критическое давление разрыва трубы равно pshкритич = 4,56 МПа, (pshкритич − pразрыва)/pразрыва =3,6 %. Отметим, что пластическая деформация стенки трубы началась несколько раньше − при давлении pshпластич = 4,09 МПа.

Результаты вычислений показывают, что критерий разрыва трубы при дефекте раскатной пригар с риской хорошо согласуется с эмпирическими данными разрыва реальной трубы.

Отметим, что пластическая деформации стенки трубы без дефектов при D = 720 мм, h = 11 мм, σв = 684 МПа, σт = 614 МПа происходит при внутреннем давлении pпластич = 2hσT/D = 18,76 МПа, а ее разрушение − при pкритич = 2hσB/D = 20,90 МПа.

Разрыв рассматриваемой трубы на трассе при рабочем давлении газа 4,4 МПа (4,4 / 20,9 = 21%) и значительные размеры дефекта 110 ´ 50 мм (хорошо различимые даже невооруженным глазом) указывают на необходимость улучшения методов ультразвукового контроля и гидроиспытаний труб на заводах-изготовителях листа и трубы с целью недопущения подобных дефектов.

Заключение. Предложен математический критерий определения критического внутритрубного давления при дефекте раскатной пригар с риской на поверхности трубы в зависимости от геометрических размеров дефекта и прочностных свойств металла трубы. Результаты исследования применены к реальному инциденту разгерметизации с образованием сквозного дефекта стальной трубы межпромыслового газопровода. Полученный критерий может быть использован при диагностике причин разрушения стальных труб большого и среднего диаметров газонефтепроводов.

Список литературы:

  1. Шинкин В.Н. Сопротивление материалов для металлургов. М: Изд. Дом МИСиС, 2013. 655 с.
  2. Шинкин В.Н. Механика сплошных сред для металлургов. М: Изд. Дом МИСиС, 2014. 628 с.
  3. Шинкин В.Н., Уандыкова С.К. Гибка стальной листовой заготовки на кромкогибочном прессе при производстве труб большого диаметра // Известия Кыргызского государственного технического университета им. И. Раззакова. 2009. № 16. С. 110−112.
  4. Шинкин В.Н., Коликов А.П. Моделирование процесса формовки заготовки для труб большого диаметра // Сталь. 2011. № 1. С. 54−58.
  5. Shinkin V.N., Kolikov A.P. Simulation of the shaping of blanks for large-diameter pipe // Steel in Translation. 2011. Vol.41. No. 1. P. 61-66.
  6. Шинкин В.Н., Коликов А.П. Моделирование процесса пластического формоизменения листовой заготовки для производства труб большого диаметра // Обработка металлов давлением, 2011. № 3(28). С. 7-11.
  7. Шинкин В.Н. Математическое моделирование процессов производства труб большого диаметра для магистральных трубопроводов // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2011. №4 (62). Вып.4. С. 69−74.
  8. Шинкин В.Н., Коликов А.П. Упругопластическое изменение металла на кромкогибочном прессе при формовке труб большого диаметра // Сталь. 2011. № 6. С. 53-56.
  9. Shinkin V.N., Kolikov A.P. Elastoplastic shaping of metal in an edge-ending press in the manufacture of large-diameter pipe // Steel in Translation. 2011. Vol.41. No. 6. P. 528-531.
  10. Шинкин В.Н., Коликов А.П. Модель пластического формоизменения кромок листовой заготовки при производстве труб большого диаметра для магистральных трубопроводов // Известия вузов. Черная металлургия. 2011. № 9. С. 45-49.
  11. Шинкин В.Н., Коликов А.П. Моделирование процессов экспандирования и гидроиспытания труб большого диаметра для магистральных трубопроводов // Производство проката. 2011. №10. С. 12−19.
  12. Шинкин В.Н., Коликов А.П., Барыков А.М. Технологические расчеты процессов производства труб большого диаметра по технологии SMS Meer // Металлург. 2011. № 11. С. 77−81.
  13. Shinkin V.N., Kolikov A.P. Engineering calculations for processes involved in the production of large-diameter pipes by the SMS Meer technology // Metallurgist. 2012. Vol.55. Nos. 11-12. P. 833-840.
  14. Шинкин В.Н., Коликов А.П., Мокроусов В.И. Расчет максимальных напряжений в стенке трубы при экспандировании с учетом остаточных напряжений заготовки после трубоформовочного пресса SMS Meer // Производство проката. 2012. №7. С. 25−29.
  15. Шинкин В.Н., Барыков А.М. Расчет формы трубной заготовки при гибке на кромкогибочном и трубоформовочном прессах фирмы SMS Meer при производстве труб большого диаметра по схеме JCOE // Производство проката. 2014. № 12. С. 13−20.
  16. Шинкин В.Н., Коликов А.П. Формовка листовой заготовки в кромкогибочном прессе и условие возникновение гофра при производстве труб магистральных трубопроводов // Производство проката. 2011. № 4. С. 14−22.
  17. Шинкин В.Н. Гофр продольной кромки листа при его формовке на кромкогибочном прессе // Машиностроение и безопасность жизнедеятельности. 2009. Вып. 6. С. 171−174.
  18. Шинкин В.Н., Барыков А.М., Коликов А.П., Мокроусов В.И. Критерий разрушения труб большого диаметра при несплавлении сварного соединения и внутреннем давлении // Производство проката. 2012. № 2. С. 14−16.
  19. Шинкин В.Н. Критерий перегиба в обратную сторону свободной части листовой заготовки на трубоформовочном прессе SMS Meer при производстве труб большого диаметра // Производство проката. 2012. №9. С. 21−26.
  20. Шинкин В.Н., Мокроусов В.И. Критерий разрыва труб газонефтепроводов при дефекте «раскатной пригар с риской» // Производство проката. 2012. № 12. С. 19-24.
  21. Шинкин В.Н., Федотов О.В. Расчет технологических параметров правки горячекатаной рулонной полосы на пятироликовой машине линии Fagor Arrasate // Производство проката. 2013. № 9. С. 43-48.
  22. Шинкин В.Н. Расчет технологических параметров правки стального листа на одиннадцатироликовой листоправильной машине линии поперечной резки фирмы Fagor Arrasate // Производство проката. 2014. № 8. С. 26-34.
  23. Шинкин В.Н. Математическая модель правки тонкого стального листа на пятнадцатироликовой листоправильной машине линии поперечной резки фирмы Fagor Arrasate // Производство проката. 2015. № 1. С. 42−20.
  24. Шинкин В.Н., Барыков А.М. Расчет технологических параметров холодной правки стального листа на девятироликовой машине SMS Siemag металлургического комплекса стан-5000 // Производство проката. 2014. № 5. С. 7-15.
    МАТЕМАТИЧЕСКИЙ КРИТЕРИЙ РАЗРУШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ДЕФЕКТЕ РАСКАТНОЙ ПРИГАР С РИСКОЙ
    Written by: Шинкин Владимир Николаевич
    Published by: БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА
    Date Published: 06/19/2017
    Edition: ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_ 30.12.2014_12(09)
    Available in: Ebook