Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов




Скачать 309.02 Kb.
НазваниеРазработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов
страница1/2
Дата17.10.2012
Размер309.02 Kb.
ТипАвтореферат
  1   2


На правах рукописи


Петров Сергей Владимирович


Разработка методики комплексного
диагностирования протяженных надземных
газопроводов



Специальность – 25.00.19. Строительство и эксплуатация
нефтегазопроводов, баз и хранилищ




  1. Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук


Ухта - 2009


Работа выполнена в Ухтинском государственном техническом университете


Научный руководитель доктор технических наук,

Кузьбожев Александр Сергеевич


Официальные оппоненты доктор технических наук,

Шарыгин Валерий Михайлович

кандидат технических наук,

Алиев Тимур Томасович


Ведущая организация ООО «Печорнипинефть»


Защита состоится 23 октября 2009 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300, г. Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.


Автореферат размещен на интернет-сайте Ухтинского государственного технического университета www.ugtu.net в разделе «Диссертационный совет».


Автореферат разослан «20» сентября 2009 г.


Ученый секретарь

диссертационного совета

канд. техн. наук, профессор






Н.М. Уляшева

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Одной из важнейших научно-технических проблем XXI века становится проблема оценки технического состояния и продления ресурса безопасной эксплуатации потенциально опасных объектов. К их числу относятся магистральные газонефтепроводы, основная часть которых выработала 50-75 % проектного ресурса, а некоторые эксплуатируются с его превышением. Уникальным примером такого объекта на севере России может служить система надземных газопроводов Ухта-Войвож, эксплуатирующаяся более 60 лет.

Снижение работоспособности надземных трубопроводов происходит по причине необратимого ухудшения свойств металла, дефектности сварных швов, высоких механических напряжений в стенках труб, развития атмосферной коррозии.

Существует множество различных методов для диагностирования состояния металла труб, однако часть из них требует отбора образцов из газопровода, например для механических испытаний и металлографического анализа. Кроме того, эти методы недостаточно информативны в исследованиях изменений свойств металла при длительной эксплуатации под нагрузкой.

Неразрушающие методы также недостаточно адаптированы к реализации на протяженных объектах сверхдлительной эксплуатации. В частности, ультразвуковой контроль сварных швов не адаптирован к наличию подкладных колец и особенностям геометрии сварного шва; методы оценки напряженно-деформированного состояния (НДС) не учитывают собственные напряжения в металле труб; методы толщинометрии при оценке коррозионных повреждений не учитывают вариацию толщин стенки труб, связанную с технологией изготовления, существующей в 50-е годы.

Поэтому разработка методики комплексного диагностирования металла надземных трубопроводов на основе современных металлофизических и дефектоскопических методов неразрушающего контроля является весьма актуальной научно-технической задачей.

Работа базируется на результатах научных работ многих ученых и исследователей, среди которых: В.К. Бабич, В.В. Болотов, П.П. Бородавкин, В.М. Глазов, В.Н. Давиденков, Г.Д. Дель, О.М. Иванцов, А.А. Ильюшин, В.В. Клюев, М.П. Марковец, Миркин Л.И., А.Т. Туманов, М.Н. Щербинин и др.

Цель работы. Разработка комплексной методики диагностирования длительно эксплуатируемых надземных газопроводов большой протяженности.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели в работе необходимо решить следующие задачи:

1. Адаптировать к объекту неразрушающие методы тестирования механических свойств;

2. Разработать оригинальные методы оценки структуры и собственных остаточных напряжений в металле труб;

3. Разработать методику оценки коррозионных повреждений с учетом номенклатуры и особенностей технологий изготовления труб;

4. Усовершенствовать методику ультразвуковой дефектоскопии с учетом особенностей технологии сварки;

5. Разработать методику экспресс-оценки напряженного состояния труб на основе геодезических измерений;

6. Разработать комплексную методику натурных обследований с назначением необходимых видов контроля и оптимизированием объемов измерений.

7. Оценить практическую и экономическую значимость выполненной работы.

Научная новизна.

    1. Установлено, что после 60 лет эксплуатации характеристики механических свойств металла надземного газопровода с запасом не менее 10-15% удовлетворяют требованиям нормативов, за исключением относительного удлинения после разрыва образцов со сварным швом, структура металла не имеет критических повреждений.

    2. Доказано, что структурные дефекты металла труб можно выявить по результатам многократного тестирования микротвердости с выявлением критически упрочненных структур, характеризующих развитие деформационного старения и разупрочненных при образовании нарушений сплошности материала.

    3. Для марки стали Ст2пс, эксплуатировавшейся более 60 лет установлена закономерность уменьшения релаксационной способности основного металла труб по снижению предела макроупругости от 160 до 120 МПа, околошовной зоны до 100 МПа, сварного шва – до 60 МПа.

    4. Рентгеноструктурным анализом доказано, что в металле труб могут существовать собственные структурные напряжения второго рода величиной до 80 МПа в околошовной зоне сварного шва и до 45 МПа в основном металле, которые необходимо учитывать при оценке НДС газопровода.

    5. Экспериментально получены регрессионные модели временного сопротивления и предела текучести стали марки Ст2пс от твердости, характеризуемые линейными выражениями вида:

    6. Магнитошумовым методом (Баркгаузена) экспериментально установлена существенная неоднородность напряжений в области сварного шва, характеризуемая появлением растягивающих напряжений в околошовной зоне и сжимающих в литом металле шва, что может приводить к образованию нарушений сплошности на границе данных областей и существенному ухудшению механических свойств.

Основные защищаемые положения:

  • методика комплексной лабораторной оценки состояния материала газопровода после 60 лет эксплуатации, включающая стандартные методы испытаний, рентгеноструктурный анализ, испытания на релаксацию напряжений, магнитошумовой метод и результаты ее опробования;

  • методики ультразвукового обследования сварных швов с наличием смещений кромок и подкладных колец и селективной выбраковки сварных швов на основе уточнения характера дефектов;

  • номограммы для расчета НДС, назначения участков газопровода к детальному обследованию и определению минимальной допустимой толщины стенки;

  • методика оценки коррозионных повреждений труб газопроводов с учетом особенностей технологий их изготовления на основе корреляционного анализа результатов измерения толщины стенки методом сплошного сканирования.

Практическая ценность работы.

На основе результатов исследований разработана «Методика проведения комплексного диагностического обследования надземных магистральных газопроводов НГДУ «Войвожнефть», согласованная с Ухтинским отделом Печорского округа Госгортехнадзора России.

Полученные в процессе исследований результаты позволяют обосновать возможность дальнейшей эксплуатации магистральных газопроводов по состоянию металла и сварных швов, повысить их надежность и безопасность. Результаты исследований могут быть полезны крупнейшим компаниям нефтегазового комплекса России, таким как ОАО «Газпром», «Лукойл» «Транснефть» и др.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 7-й, 8-й и 9-й научно-технической конференции молодежи ОАО «Северные МН» (г. Ухта, 2006, 2007, 2008 г.), VIII международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех -2007» (г. Ухта, 2007 г.), Всероссийской научно-практической конференции (ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2008 г.), 14-й Международной конференции «Транспорт и седиментация твердых частиц» (Санкт-Петербург, СПбГГИ им. Плеханова, 2008 г.), на совместных научных семинарах кафедр ПЭМГ и МОНиГП (г.Ухта, УГТУ, 2005, 2006, 2007, 2008 гг.).

Публикации: по теме диссертации опубликовано 12 работ.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, содержит 167 страниц текста, 53 рисунка, 18 таблиц и список литературы из 168 наименований.

Содержание работы. Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационного исследования, сформулированы цели и задачи исследований, ее научная новизна, практическая ценность и апробация полученных результатов.

В первой главе «Анализ состояния средств и методов оценки состояния металла нефтегазопроводов» дана классификация основных факторов, ограничивающих работоспособность надземных газопроводов, выполнен анализ существующих методов, применяемых при диагностировании длительно эксплуатируемых нефтегазопроводов. Выполненный обзор показывает, что общим недостатком методов является их неприспособленность для использования на протяженных объектах, построенных в 50-е годы, с отличными от современных требованиями к качеству труб и строительства (рис. 1).


Коррозионные повреждения наружной поверхности труб

Дефектные сварные монтажные стыки

Напряженно-деформированное состояние стенок труб

Ухудшение механических свойства и состояния структуры





Стандартные методы диагностирования состояния газопроводов


1. Ультразвуковая толщинометрия;

2. Визуально-измерительный контроль

1. Испытание на статическое растяжение;

2. Металлографические исследования

1. Ультразвуковая дефектоскопия сварных швов;

2. Радиографический контроль

1. Определение изгиба продольной оси нивелированием;

2. Физические методы оценки НДС







Трудоемкость, разрушающий характер и недостаточная информативность испытаний

Большой объем и трудоемкость работ на протяженных объектах

Трудоемкость работ, большие погрешности без учета собственных (остаточных) напряжений

Большие погрешности без учета особенностей технологии производства труб







Общий недостаток методов: не адаптированы к протяженным объектам, построенным
в 50-е годы с отличными от современных требованиями к качеству труб и строительства



Рис. 1. Ограничения стандартных методов диагностирования длительно эксплуатируемых надземных газопроводов большой протяженности

В второй главе «Исследование трубных образцов из газопровода Ухта-Войвож» разработана методика исследования состояния материала (рис. 2). Применялись стандартные методы исследования механических свойств образцов на растяжение, структуры, химического состава металла, дефектоскопия сварных швов и толщинометрия основного металла труб.




Рис. 2. Схема диагностирования состояния материала на трубных образцах из газопровода

    Из газопровода отобран трубный материал из наиболее нагруженных по НДС участков: бесшовные трубы №1 (426×12,0 мм), №3 (325×11,0 мм), №4 (325×12,0 мм), №5 (273×9,0 мм), №6 (168×7,0 мм) и №2 - спирально-шовная труба (426×8,0 мм). Определен химический состав стали спектральным методом (ГОСТ 18895). Основной металл представлен сталью Ст2-Ст4.

    Микроструктура стали, исследованная методом оптической микроскопии (ГОСТ 5639-82), феррито – перлитная, крупнозернистая, величина зерна соответствует баллу №5-6. Послойное исследование металла показало, что структура во внутренних объемах равномерная, без существенных изменений. Дефектов структуры в виде трещин, расслоений, несплошностей не обнаружено.

    Для образцов основного металла, изготовленных из бесшовных труб 42610 мм и 32510 мм, характерно 15-30 % превышение норматива и по пределу текучести и по остаточному удлинению (рис. 3). Образцы из спиральношовной трубы 4268 мм отличаются характерным снижением механических характеристик в сравнении с бесшовными трубами примерно на 15 %. В целом, характеристики соответствуют нормативу для Ст4 и имеют 15 % запас в сравнении с нормативом для Ст2.

    Важные результаты получены при испытании образцов с фрагментом сварного шва. Известно, что нормативные документы регламентируют равную прочность основного металла и сварного соединения.





Рис. 3. Результаты определения временного сопротивления (1), предела текучести (2), относительного сужения (3) и относительного удлинения (4) после разрыва

    Результаты испытаний свидетельствуют, что в образцах из бесшовных труб происходит примерно 15 % кратное снижение предела прочности на разрыв образца со сварным швом в сравнении с основным металлом. Пластические свойства данных образцов, контролируемые относительным остаточным удлинением, снижаются существенно, на отдельных образцах в три раза.

    Таким образом, особого внимания требуют кольцевые монтажные сварные соединения труб надземного МГ в силу его подверженности значительным линейным температурным деформациям. При изменении компенсационного режима МГ вследствие нарушения работоспособности опор, значительных температурных перепадов, воздействия снежного покрова безопасность работы подземного МГ напрямую зависит от прочностных и пластических свойств сварных соединений особенно в условиях возрастания растягивающих деформаций.

    На образцах, приготовленных для механических испытаний, многократно измеряли твердость ультразвуковым измерителем твердости «УЗИТ– 2М». Получена зависимость средних значений твердости от временного сопротивления и предела текучести, что позволяет использовать метод для тестирования прочностных свойств металла труб при натурных обследованиях (рис. 4).

    Для неразрушающего выявления фрагментов металла со сниженными пластическими свойствами предложено использовать статистическую обработку многократных измерений с построением гистограмм.


  1. σВ, МПа

    σ0,2, МПа




а)

б)


Число твердости, НВ


Число твердости, НВ

Рис. 4. Зависимость средних значений твердости от временного сопротивления (а) и предела текучести (б).

В частности, обработка результатов измерения твердости на фрагменте №5 показывает, что твердость трубы № 1 фрагмента № 5 имеет небольшой разброс в интервале 140-177 НВ, со средним 157 НВ, что соответствует стали Ст 4, а твердость трубы № 2 катушки № 5 находится в интервале 187-271 НВ, со средним 238 НВ, что выходит за нормальный интервал стали Ст4 (рис. 5).

Так как твердости труб №1 и № 2 различны, это указывает на состояние структуры материала одной марки. Анализ распределения чисел твердости показывает, что массив замеров твердости на образцах из трубы №1 группируется согласно нормальному закону распределения со средним значением 160 НВ. Аналогичным образом сосредоточено примерно 2/3 массива замеров твердости на образцах из трубы №2. Наряду с этим, в замерах присутствуют повышенные для данной марки значения, что указывает на наличие твердых и хрупких структур металла, которые могут являться концентраторами внутренних напряжений.

Полученные данные согласуются с результатами металлографических исследований, которые выявили наличие нетипичной структуры стали, состоящей из перлита с цементитной сеткой по границам зерен, имеющей высокую твердость и прочность, но низкую пластичность.




Рис. 5. Распределение чисел твердости по интервалам

на трубах фрагмента №5

На основе этого можно констатировать, что металл трубы № 1 катушки № 5 находится в удовлетворительном состоянии, металл трубы № 2 является потенциально-опасным с точки зрения возможного хрупкого разрушения. Тем самым, метод определения твердости при большой выборке замеров более 50 с последующей статистической обработкой показаний рекомендуется для индикации состояния материала.

Обосновано, что одним из важных свойств металла при эксплуатации под нагрузкой является его релаксационная способность, характеризующая запас пластических свойств материала с его способностью к релаксации пиковых напряжений за счет микропластической деформации без образования нарушений сплошности. В качестве метода, чувствительного к изменению таких свойств, решено применить метод испытаний на релаксацию напряжений по методике проф. В.Н. Чувильдеева (ННГУ). На рис. 6 представлен пример определения предела макроупругости (σ10- σ40) на четырех образцах. Установлено, что показатель снижается с уменьшением пластических свойств от 160 МПа трубы с нормальным состоянием структуры до 60 МПа металла сварного шва, имеющего критическое упрочнение и минимальную пластичность.


autoshape 109


Рис. 6. Кривые релаксации на образцах с нормальной пластичностью (1), наличием хрупких структур (2), околошовной зоны (3) и сварного шва (4).

Для оценки собственных напряжений измерением искажений кристаллической решетки образцы металла труб были обследованы рентгеноструктурным методом. Напряжения в металле определяли по уширению линий n вследствие упругих искажений решетки (уравновешивающихся внутри отдельных зерен, фрагментов или блоков) из теории рассеяния рентгеновских лучей, определяемых по формуле:

(1)

где - относительная деформация решетки (напряжения II рода), - угол отражения Вульфа-Брэгга.

Съемку проводили с основного металла (40 мм от линии сплавления) и с околошовной зоны (15 мм от линии сплавления) на внутренней и внешней поверхности обследуемой трубы дифрактометром ДРОН-3 в режиме записи дифрактограмм при Fe-излучении. Для перехода от к величине, имеющей размерность напряжения, использовали приближенное соотношение:

(2)

где Е – модуль нормальной упругости материала.

В результате определено, что по сравнению с эталонным металлом основной металл труб и околошовной зоны имеет собственные напряжения, составляющие 43 и 77 МПа, соответственно.

Проведены исследования металла магнитошумовым методом, основанным на измерении шумов Баркгаузена. Исследовали два трубных образца 325×11 (фрагмент №3) и 325×12 мм (№4), использовали прибор «STRESSCAN-500С», фирмы AST. Измеряли параметр магнитоупругости (МР) как относительной величины, пропорциональной усредненному значению пиковых амплитуд шума Баркгаузена, замеренных на глубине 0,02-0,07 мм за десять циклов намагничивания.

Датчиком измеряли интенсивность шумов в радиальном и осевом направлениях с шагом 10 мм на внутренней и наружной поверхности фрагментов (рис. 7).




а) б)

Рис. 7. Результаты измерения шумов Баркгаузена: а) фрагмент №3; б) фрагмент №4

На наружной поверхности фрагмента №3 уровень интенсивности шумов Баркгаузена в трубе 1 колеблется от 90 до 110 МР. В зоне сварного шва происходит резкое изменение уровня шумов в пределах от 30 до 120 МР. На трубе 2 уровень шумов Баркгаузена такой же, как в трубе 1 80-110 МР. На внутренней поверхности фрагмента уровень шумов значительно ниже, чем на внешней. Так, на трубах 1, 2 уровень шумов Баркгаузена 35-60 МР, в зоне сварного шва 60-90 МР. На наружной поверхности фрагмента №4 уровень шумов Баркгаузена основного металла находится в пределах 70-120 МР, в зоне сварного шва - от 40 до 90 МР. Распределение остаточных напряжений в радиальном направлении выше (100-120 МР), чем в осевом направлении (80-100 МР). На внутренней поверхности этого же фрагмента уровень шумов основного металла колеблется в пределах от 60 до 90 МР. Зона сварного шва характеризуется относительно низким уровнем шумов от 50 до 70 МР.

Сравнивая результаты исследования, можно отметить, что фрагмент №3 имеет большую неравномерность внутренних напряжений в околошовной зоне сварного соединения, градиент изменения составляет 7300 МР/м, против 4000 МР/м у фрагмента №4.

При этом отношение средних значений, измеренных на внутренней и внешней поверхностях для фрагмента №3 составляет 1,89/1,77, для фрагмента №4 0,99/1,24 (в числителе отношение осевых значений, в знаменателе – радиальных), что говорит об анизотропии внутренних напряжений по толщине фрагмента №3. Неоднородность собственных напряжений по толщине (до 20-30 %) объясняется особенностями технологии изготовления труб.

Сравнение результатов механических испытаний образцов, проходящих по линии измерения шумов Баркгаузена, показывает, что образец, вырезанный с фрагмента №3, содержащий в средней части сварное соединение, разрушился, не достигнув предела прочности основного металла. При этом, относительное удлинение при разрыве составило 6,0 % в сравнении с образцом из фрагмента №2 – 18,0 %. Следовательно, наличие зоны релаксации напряжений в зоне сварного соединения фрагмента №1, идентифицированное магнитошумовым методом, подтверждено результатами механических испытаний.

В третьей главе «Комплексное диагностирование газопровода Ухта-Войвож» разработана и реализована методика диагностирования состояния металла труб и сварных швов протяженного надземного газопровода комплексом неразрушающих (дефектоскопических) методов. Так как объект имеет некоторые особенности, влияющие на достоверность проводимого диагностирования, методы ультразвукового измерения толщины стенки труб и выявления дефектов в сварных швах были отработаны на трубных образцах.

Одной из особенностей газопровода является простейшее решение по его антикоррозионной защите – при помощи покрытия на основе цементной смеси, наносимой на поверхность слоем толщиной до 5…7 мм. К 2000 г. покрытие было полностью разрушено, и при эксплуатации не восстанавливалось, однако, в какой период эксплуатации произошло полное разрушение, достоверно установить не удалось. Кроме того, часть опор также была полностью разрушена, особенно в местах болот, и газопровод на таких участках продолжительное время лежал на земле или в воде. Перед эксплуатацией стала проблема выбора – проводить восстановление газопровода, или строить новый. В пользу последнего решения высказывалось предположение, что газопроводы при отсутствии покрытия за столь длительный срок нахождения в атмосферных условиях приобрели существенные и множественные коррозионные повреждения, вплоть до сквозных критических утончений в местах, где газопровод лежал на земле, и поэтому восстановление газопровода нецелесообразно.

На трубных образцах были выполнены измерения толщины стенки в сечениях по окружности труб – по два сечения на каждой из труб фрагмента. По окружности была нанесена координатная сетка с разбивкой по часам (секторам), соответствующая часовому циферблату. Измерения в контрольных сечениях выполнены серийным толщиномером УТ-93П методом непрерывного сканирования с шагом фиксации значений 15 мм, равным диаметру пьезоэлектрического преобразователя (ПЭП). Частота ПЭП 5 МГц (рис. 8).




а)





б)





в)

Часовая ориентация, ч

Рис. 8. Результаты измерения толщины труб: а) на фрагменте №1, б) на фрагменте №4, в) на фрагменте №2.

Применяли простой подход к обработке полученных данных, состоящий в том, что из полученного массива данных выделяли максимальные значения, предполагая, что эти значения близки к номинальной неповрежденной толщине трубы. Соответственно минимальные значения характеризуют поврежденную коррозией область, а разница между ними и есть утончение трубы за счет коррозии (табл. 1).

Табл. 1. Максимальная и минимальная толщина стенки труб

Номер образца

1

2

4

Номер сечения

1

2

3

4

1

2

3

4

1

2

3

4

Мин.

8,4

8,5

9,3

9,1

6,9

6,9

7,1

7,2

8,4

7,8

10,1

10,4

Макс.

11,1

11,5

11,5

11,6

7,2

7,2

7,5

7,6

10,5

10,3

12

12

Разн.

2,7

3

2,2

2,5

0,3

0,3

0,4

0,4

2,1

2,5

1,9

1,6

Из этих данных следует, что фрагменты №1 и №4, состоящие из бесшовных труб характеризуются примерно сопоставимыми величинами коррозионного утончения 2,2…3 мм и 1,6…2,5 мм соответственно. Фрагмент №2, состоящий из спирально-шовных труб имеет как существенно меньшее утончение 0,3-0,4 мм, так и существенно меньшую вариацию толщины. Возникает закономерный вопрос: за счет чего трубы разных типов, но изготовленные из одной и той же стали обыкновенного качества марок Ст2-Ст4 и работающие в одинаковых условиях имеют почти на порядок отличающиеся величины коррозионных повреждений. Было предположено, что при одинаковой коррозионной устойчивости марок стали обоих типов труб, работающих в одинаковых условиях, разброс их толщины вызван особенностями производства, а именно возможностями прокатных технологий обеспечить требуемые допуски по толщине.

Данные на рис. 8 скомпонованы таким образом, что для бесшовных труб прослеживается единообразная закономерность изменения толщины каждой трубы по ее окружности. Из рис. 8 следует, что характер изменения толщины по окружности одной трубы в двух сечениях (на рис. 8 - по два графика на одной координатной плоскости), расположенных на расстоянии 1,0 м друг от друга практически идентичен. Идентичность характера распределения толщины по окружности труб в двух сечениях доказана на основе регрессионного и корреляционного анализа полученных результатов. Рассмотрим наличие функциональной зависимости между переменными величинами, предполагая, что каждому значению независимого переменного (аргумента) X – значение толщины в сечении 1 (3) соответствует определенное значение другой переменной Y - значение толщины в сечении 2 (4) (рис. 9).



а)

б)

Рис. 9. Зависимости регрессии толщины стенки в кольцевых сечениях труб: а) фрагмент трубы №1, сечения 1,2; б) сечения 3,4;

Коэффициент R2 определялся из выражения:

,

где - сумма квадратов отклонений от среднего,

- квадрат стандартного отклонения (дисперсия).

Очевидно, что коэффициент R2 составляет 0,64 – 0,72, что свидетельствует о наличии линейной зависимости между значениями толщины, измеренными в разных сечениях по окружности трубы.

Для количественной оценки взаимосвязи двух выборок данных толщины также применялся корреляционный анализ. Задачу решали в рамках линейной зависимости между нормально распределенными случайными величинами, а для количественной оценки тесноты связи использовали коэффициент корреляции:

,

где - ковариация двух выборок данных;

, - стандартные отклонения.

Результаты расчета коэффициентов корреляции между выборками данных с номерами, соответствующими номерам сечений, в которых производились измерения, представлены в табл. 2.

Табл. 2. Коэффициенты корреляции выборок данных толщины стенки труб в окружных сечениях

№ сечения

Фрагмент №1

Фрагмент №4

1-2

0,80035

0,75213

3-4

0,85422

0,61892

1-3

0,15373

-0,1617

1-4

0,0093

0,0799

2-3

0,14266

-0,3865

2-4

0,06773

-0,1112

Из представленных данных следует, что между выборками данных, соответствующих результатам измерений толщины в сечениях в пределах каждой из труб фрагмента (сечения 1-2 и 3-4) существует преимущественно сильная корреляционная связь. В сечениях же, расположенных на разных трубах корреляционной связи практически нет.

Это свидетельствует о единообразии закона изменения толщины стенки в пределах каждой отдельно рассматриваемой бесшовной трубы и несущественном воздействии индивидуального случайного фактора, к каковым было отнесены вариации толщины стенки за счет коррозии, на одну из рассматриваемых величин.

В результате проведенных исследований на отобранных фрагментах труб был сделан акцент на том, что существенные вариации до 3 мм по толщине стенки бесшовных труб не могут быть следствием только коррозионного воздействия. Такие изменения по толщине были заложены изначально в процессе производства горячекатаных бесшовных труб. Это подтверждается, во-первых, гораздо меньшим разбросом по толщине, практически отсутствующим и соизмеримым с погрешностью прибора, в спирально-шовных трубах, выполненных из аналогичного материала и испытывающих точно такое же атмосферное коррозионное воздействие. И, во-вторых, на основе корреляционного и регрессионного анализа доказано, что воздействие случайного коррозионного фактора в бесшовных трубах минимально, а вариации толщины, в пределах каждой отдельно взятой трубы происходит по индивидуальному закону, свойственному этой трубе. В-третьих, закон вариации толщины не зависит от положения бесшовной трубы, в котором она сварена в газопроводе, то есть, не установлено подобия закономерностей изменения толщины в сваренных двухтрубных фрагментах.

При проведении дефектоскопии сварных швов установлено, что применение современных методик затруднено вследствие наличия ряда особенностей. В результате исследований фрагментов труб, изъятых из газопровода, установлены некоторые конструктивные особенности, свойственные данному объекту и которые следует учитывать вследствие их влияния на достоверность выявления дефектов, точность определения типа и размеров дефектов, что, в итоге, влияет на точность оценки прочности трубопровода.

При исследовании фрагментов труб установлена особенность исполнения сварного шва с применением подкладных колец. При проведении УЗ контроля возможно совпадение времени прихода эхо-сигнала от дальней кромки подкладного кольца и надкорневой несплошности (рис. 10).

Чтобы убедиться, что эхо-сигнал принадлежит несплошности, а не подкладному кольцу следует определить положение эхо-сигнала от подкладного кольца, который появляется при меньшем расстоянии между швом и ПЭП, чем сигнал от несплошности, т.е. Хпк всегда меньше Хнеспл.





1 – сварной шов; 2 -подкладное кольцо; 3 - внутренняя поверхности трубы; 4 - пьезоэлектрический преобразователь;5 - надкорневая несплошность; 6 - зондирующий импульс, 7 - зона совпадения на развертке УЗ дефектоскопа эхо-сигналов от несплошности и подкладного кольца; 8 - экран УЗ дефектоскопа

Рис. 10. Идентификация эхо-сигналов от несплошности в сварном шве на фоне эхо-сигналов от подкладного кольца

Схема проведения УЗ дефектоскопии сварных швов включает в себя стандартный и расширенный (детальный измерения) комплекс измерений (рис. 11). Расширенный комплекс измерений осуществляется на кольцевых сварных стыках (соединениях), признанных в соответствии с критериями ВСН 012-88 «не годен...», и включает в себя:

- детализированный контроль сварного соединения, включающий оценку формы выявленных несплошностей, распознавание компактных и протяженных (плоскостных) несплошностей, оценку развития плоскостных несплошностей по высоте;

- представление результатов детализированного контроля в графическом виде (рис. 12);

- прочностное расчетное обоснование результатов УЗ дефектоскопии сварного соединения с корректировкой технологических режимов эксплуатации газопровода.





Рис. 11. Схема проведения дефектоскопии сварных соединений




1 – значение толщины стенки по результатам УЗ толщинометрии; 2 – ограничительные линии работоспособности сечения сварного соединения; 3 – корневой дефект, развитый по высоте; 4 – компактный единичный дефект; 5 - протяженный корневой дефект

Рис. 12. Пример представления результатов детальной дефектоскопии
сварных соединений

Установлено, что недопустимые напряжения в стенке труб могут возникнуть при поломке опор. Для экспресс-оценки напряженного состояния труб разработан ряд номограмм для различных толщин стенок, по которым судят о величине напряжений исходя из длины пролета между опорами.Для определения допустимой длины пролета надземного газопровода наружным диаметром получены графические зависимости (рис. 13).





1 – для участков I и II категорий; 2 – для участков III и IV категорий; 3 – при достижении напряжениями нормативного предела текучести

Рис. 13. Номограммы для определения допустимой длины пролета надземного газопровода наружным диаметром 325 мм

Номограммы позволяют проводить экспресс-оценку НДС участка газопровода и выявлять потенциально-опасные участки (ПОУ) для проведения детализированного обследования. Если фактическая длина пролета меньше допустимой, то НДС участка соответствует требованиям СНиП 2.05.06-85.

Таким образом, разработана комплексная методика диагностирования газопроводов, включающая определение наиболее напряженных участков по максимальным величинам пролетов и напряженного состояния с учетом собственных напряжений и толщины стенки труб (рис. 14). Для получения исходных данных для расчета трубопровода на прочность разработана и оптимизирована для протяженного надземного газопровода методика измерения толщины стенки. На основе анализа результатов дополнительного детального диагностирования с применением критериев оценки с учетом режимов эксплуатации дают рекомендации по реконструкции потенциально-опасных участков с корректированием оси газопровода, применением усиливающих ремонтных муфт, ремонт сварных швов сваркой.




Оценка состояния структуры металла по твердости

Соответствие нормам

Наличие хрупких и разупрочненных структур

Дополнительное детальное диагностирование с применением критериев оценки с учетом режимов эксплуатации

Реконструкция потенциально-опасных участков с корректированием оси газопровода, применением усиливающих ремонтных муфт, ремонт сварных швов сваркой


Уточнение пространственного положения трубопровода

Расчет напряженно-деформированного состояния, выделение контрольных участков

Уточнение мест концентрации напряжений

Диагностирование монтажных сварных швов

Диагностирование потенциально-опасных участков

Определение толщины стенки труб

Соответствие нормативам

Несоответствие нормативам













Дальнейшая эксплуатация газопровода с мониторингом структуры материала и дефектов в сварных швах без вырезки образцов



Рис. 14. Схема комплексного диагностирования надземного газопровода
  1   2

Похожие:

Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов icon2. Расчет вентилятора 2 Расчет шиноременной передачи
Эксплуатация газопроводов и оборудования микрорайона с котельной и детальная разработка защиты газопроводов от электрохимической...
Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов iconРазработка методики и аппаратно-программного комплекса диагностирования технического состояния электрических цепей электропоездов
Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Омский...
Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов iconРазработка алгоритмов поиска и обследования искусственных протяженных объектов с помощью автономного необитаемого подводного аппарата
Специальность: 05. 13. 18 – Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ
Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов iconМетодика диагностирования технического состояния и определения остаточного ресурса технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических производств (Диор-05)
Методики диагностирования технического состояния и определения остаточного ресурса технологического оборудования нефтеперерабатывающих,...
Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов iconСвод правил по проектированию и строительству сп 42-103-2003
Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов
Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов iconЛабораторная работа №1. Понятие объекта диагностирования. Понятие теста. Анализ и построение тестов
Под объектом диагностирования будем понимать цифровые схемы, заданные на логическом уровне описания
Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов iconРабочая программа дисциплины “Диагностика и надежность автоматизированных систем”
Диагностирование – средство повышения надёжности на стадии эксплуатации. Методы диагностирования систем автоматизации, управления...
Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов iconРазработка моделей и алгоритмов оптимизации процедур диагностирования на граф-моделях технических систем
Специальность 05. 13. 01 «Системный анализ, управление и обработка информации (в науке и промышленности) по техническим наукам»
Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов iconРазработка методов и средств тестового диагностирования и анализа процессов регулирования объектов теплоэнергетики
Работа выполнена в лаборатории технической диагностики Института автоматики и процессов управления дво ран
Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов iconСп 42-103-2003 свод правил по проектированию и строительству
Сп 42-103-2003 Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов
Разместите кнопку на своём сайте:
Библиотека


База данных защищена авторским правом ©lib.znate.ru 2014
обратиться к администрации
Библиотека
Главная страница