Изучение прочностных характеристик стальных трубопроводов с дефектами типа "вмятина" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Мустафин, Тимур Раилевич

• Мустафин, Тимур Раилевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Мустафин, Тимур Раилевич

СОДЕРЖАНИЕ

с.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ОТКАЗОВ СТАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1.1 Анализ аварийности и отказов стальных газонефтепроводов и нефтепродуктопроводов

1.2 Существующие методики оценки влияния вмятин на прочность трубопроводов

1.3 Анализ испытаний трубопроводов с дефектами типа «вмятина» внутренним давлением

1.4 Обзор проводившихся механических испытаний металла труб

1.5 Выводы по главе

ГЛАВА 2 ПЛАНИРОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Анализ существующей нормативной документации по отбраковке трубопроводов с вмятинами. Выбор критерия опасности для оценки дефектов типа «вмятина» при планировании экспериментов

2.2 Цели и общий план экспериментальных исследований, материально-техническое обеспечение

2.3 Составление плана эксперимента

2.4 Методика проведения экспериментов

2.5 Анализ экспериментальных данных

2.6 Выводы по главе

ГЛАВА 3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ С ДЕФЕКТАМИ ТИПА ВМЯТИНА НА СТАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДАХ

а

- 3.1 Определение зависимости размеров вмятины от статической нагрузки

3.2 Определение изменения толщины стенки труб в пределах образования вмятины

3.3 Измерение значения твердости на контрольных образцах, образцах с дефектами типа «вмятина»

3.4 Экспериментальное определение прочностных характеристик материала труб при статическом нагружении. Испытание образцов вырезанных из тела труб на растяжение

3.5 Определение отбраковочной толщины стенки исследуемых труб

3.6 Выводы по главе

ГЛАВА 4 ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРА РАЗРУШЕНИЯ ОБРАЗЦОВ С ВМЯТИНАМИ, А ТАКЖЕ ВЛИЯНИЯ ПРАВКИ ВМЯТИН НА ПРОЧНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1 Исследование характера разрушения образцов с вмятинами

4.2 Исследование влияния правки дефектов типа «вмятина» безударным методом с помощью домкратов

4.3 Выводы по главе

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Размеры образцов трубной стали для испытаний на растяжение

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Зависимость геометрических размеров вмятин от статической нагрузки для исследуемых труб диаметрами

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Изменение прочностных характеристик дефектных труб

диаметрами

ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Микроструктура металла труб в области образования дефектов типа «вмятина» относительной глубиной 2...6,6% наружного диаметра трубы

ПРИЛОЖЕНИЕ 5 Справка о внедрении разработанных установок для образования дефектов типа «вмятина» в учебный процесс УГНТУ

j

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Изучение прочностных характеристик стальных трубопроводов с дефектами типа "вмятина"»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

На сегодняшний день в России функционирует развитая сеть находящихся в эксплуатации стальных газонефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Их общая протяженность составляет более миллиона километров, включая промысловые, магистральные и газораспределительные трубопроводы.

Статистические данные показывают, что механические повреждения трубопроводов являются одной из основных причин отказов стальных газонефтепроводов и нефтепродуктопроводов в России и связаны с повреждением металла трубы. Они образуют на трубопроводах различного рода поверхностные дефекты, дефекты геометрии формы, которые при определенных параметрах снижают эксплуатационную надежность трубопроводов и могут привести к их отказам или авариям. Наиболее часто встречающимися при этом являются дефекты типа «вмятина».

Вмятина приводит к концентрации напряжений в зоне дефекта под действием внутреннего давления и может сопровождаться другими поверхностными дефектами, т.е. дополнительными концентраторами напряжений.

В существующих нормативах вмятины, совмещенные с другими дефектами, считаются почти всегда опасными. А вот нормы оценки опасности плавных вмятин варьируются в широких пределах и обладают в основном повышенными требованиями.

Существует большой объем расчетно-экспериментальных работ по разрушению дефектных участков или сегментов труб с вмятинами внутренним давлением. Эксперименты проводились как при нагружении внутренним давлением до разрушения для оценки прочности дефектных труб, так и при нагружении путем задания пульсирующего внутреннего давления для оценки долговечности трубы с вмятиной. С другой стороны, возможно изменение прочностных характеристик самой трубы. И если в научно-технической литературе достаточно информации по механическим испытаниям трубной стали, то сказыва-

4

ется недостаток работ, посвященных механическим испытаниям трубопроводов с дефектами типа «вмятина». Поэтому изучение прочностных характеристик стальных труб с вмятинами является актуальным вопросом.

Настоящая работа направлена на механические испытания и исследование микроструктуры металла стальных трубопроводов с дефектами типа «вмятина» и оценку опасности вмятин по результатам исследований.

Цель работы: Экспериментальное обоснование нормирования отбраковки дефектов типа «вмятина» на стальных трубопроводах по прочностным характеристикам и анализу микроструктуры металла.

Задачи исследований:

1. Анализ напряженно-деформированного состояния трубы в зоне дефекта типа «вмятина» по существующим расчетным и экспериментальным данным.

2. Исследование характера образования и развития на трубопроводах дефектов типа «вмятина» и влияния их геометрических параметров на уменьшение толщины стенки и изменение прочностных характеристик трубы в зоне дефекта.

3. Исследование микроструктуры металла в области формирования дефекта трубы для определения характера изменения ее прочностных характеристик.

4. Оценка влияния правки вмятин безударными методами на прочностные характеристики труб.

Научная новизна:

1. Экспериментально установлено, что вмятины относительной глубиной более 6% наружного диаметра трубопровода приводят к образованию микротрещин в наиболее напряженных зонах дефектного участка - зонах перехода основного металла в цилиндрическую часть трубы.

2. Экспериментально выявлено, что для стальных трубопроводов процесс правки вмятин приводит к снижению предела прочности металла трубы в области дефекта до 15%.

Методы исследований:

Результативно использован комплекс существующих базовых методов исследования, в том числе численных методов, действующих методик проведения экспериментальных исследований с использованием современных средств и поверенного метрологического оборудования, статистических методов обработки и анализа результатов экспериментов.

На защиту выносятся основные результаты проведенных экспериментальных исследований, зависимость геометрических параметров вмятины от статической нагрузки, сравнение толщины стенки трубы в зоне вмятин различных размеров с отбраковочным значением, диаграммы изменения прочностных характеристик труб и снимки микроструктуры металла в области формирования дефектов, общие значимые выводы и рекомендации.

Практическая ценность заключается в том, что разработанные и сконструированные установки для моделирования дефектов типа «вмятина» используются в учебном процессе УГНТУ при проведении лабораторных занятий по дисциплине «Сооружение и ремонт газонефтепроводов», а также при подготовке выпускных квалификационных работ бакалаврами направления подготовки 130500 «Нефтегазовое дело».

Аппробация работы. Результаты работы докладывались на:

- VII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2011», г. Уфа, ФГБОУ ВПО УГНТУ, 2011 г.;

- VIII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2012», г. Уфа, ФГБОУ ВПО УГНТУ, 2012 г.;

- V Международной научно-практической конференции с элементами научной школы для молодежи «Актуальные проблемы науки и техники», г. Уфа, ФГБОУ ВПО УГНТУ, 2012 г;

- Заседаниях кафедры «Сооружение и ремонт ГНП и ГНХ», посвященных заслушиванию аспирантских диссертаций, г. Уфа, ФГБОУ ВПО УГНТУ, 2009-2012 гг.

Публикации

Основные результаты работы опубликованы в 5 научных трудах, в том числе три статьи в научно-техническом журнале, включенном в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с требованиями ВАК Минобрнауки России.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 172 страниц машинописного текста, в том числе 46 таблицы, 74 рисунков и 4 приложения, библиографический список из 97 наименований.

Краткое содержание работы

В первой главе проведен анализ основных причин отказов трубопроводов в России и за рубежом. Рассмотрены существующие экспериментальные работы, а также методики по оценке влияния вмятин на прочность трубопроводов.

Вопросами расчета трубопроводов на прочность и устойчивость занимались доктора технических наук, профессоры П. П. Бородавкин, А. М. Синюков, В. Л. Березин, Л. И. Быков, сотрудники ВНИИСТа А. Б. Айнбиндер, А. Г. Ка-мерштейн [2, 3, 6, 10, 11, 73]. Исследование влияния вмятин на прочность трубопроводов можно найти в работах А. Г. Гумерова, X. А. Азметова и др. (ГУЛ «ИПТЭР» РБ), В. С. Миланчева (ВНИИнефтемаш), В. Г. Бордубанова (ВНИП-ТИхимнефтемаш), К. В. Черняева, Е. С. Васина (АО «Центр технической диагностики»), В. А. Трубицына, М. Ф. Фокина (Нижегородский филиал института машиноведения РАН), Г. М. Хажинского (ВНИИнефтемаш), В. П. Черния, В. В. Харионовского и др. (ВНИИГАЗ), А. М. Шарыгина и др. [5, 7, 8, 12, 16, 25-28, 39, 65, 72, 75-77, 79-84, 88].

Из анализа рассмотренных методик и экспериментальных исследований установлено, что для «чистых» вмятин зона максимальных напряжений может находиться в центре вмятины или в зоне перегиба на краю вмятины. Наибольшую опасность представляют вмятины, совмещенные с другими поверхностными дефектами. Значительно меньшую опасность представляют плавные вмя-

7

тины. Так, на основе анализа статических разрушений подобных вмятин в работе авторов Андрея Кошама и Фила Хопкинса (А. Cosham, Р. Hopkins, Австрия) сделан вывод о том, что допустимое значение изменения вертикального диаметра с учетом необходимого запаса может быть принято равным 10% наружного диаметра, что также подтверждается расчетами в работе Г. М. Хажин-ского.

Из анализа литературных данных, можно сделать вывод о том, что известными учеными большой объем расчетно-экспериментальных работ был проведен по разрушению дефектных участков или сегментов труб с вмятинами внутренним давлением. Однако, сказывается недостаток работ, посвященных механическим испытаниям трубопроводов с дефектами типа «вмятина».

Во второй главе приведен анализ основной нормативно-технической документации по ремонту и отбраковке стальных трубопроводов с дефектами типа «вмятина». Описывается планирование и методика проведения эксперимента по исследованию прочностных характеристик и микроструктуры металла труб в зоне дефекта типа «вмятина».

Из анализа нормативно-технической документации можно сделать вывод, что нормы оценки опасности вмятин варьируются в широких пределах.

На кафедре «Сооружение и ремонт ГНП и ГНХ» в лабораториях УГНТУ были разработаны и сконструированы установки для образования дефектов типа «вмятина» на катушках, вырезанных из реальных трубопроводов. Установки были сконструированы с обеспечением заданной прочности и устойчивости при нагружении труб статической нагрузкой.

В третьей главе приведены результаты проведенных автором экспериментальных исследований.

На специально подготовленных для этого установках на исследуемые трубы были нанесены дефекты типа «вмятина» при различных усилиях. Получена полиномиальная зависимость геометрических размеров вмятин от статической нагрузки. Определены значения толщины стенки трубы в области полученных дефектов, а также значения твердости в зоне вмятины. Вырезанные из

8

тела труб образцы были испытаны на растяжение. На основании экспериментальных данных выявлено, что при больших размерах штампов (инденторов) при образовании дефектов типа «вмятина» на трубопроводах, свойственных реальным условиям образования плавных вмятин, глубина вмятины не влияет на уменьшение толщины стенки трубы в зоне дефекта больше допустимого значения, что подтверждается расчетами отбраковочной толщины. Установлено, что прочностные характеристики металла трубы в зоне образования вмятины изменяются незначительно и не влияют на дальнейшую эксплуатацию трубопровода.

Четвертая глава посвящена исследованию характера разрушения образцов с вмятинами, а также влиянию правки вмятин на прочность стальных трубопроводов.

По характеру разрушения дефектных образцов в результате испытаний можно сделать вывод о том, что зона максимальных напряжений в трубопроводе с дефектами типа «вмятина» находится в местах перехода профиля вмятины в цилиндрическую часть трубы.

По результатам микроанализа структуры металла выявлено, что при глубине вмятин до 6% от наружного диаметра трубы включительно нарушений в структуре металла нет, при глубине вмятины свыше этого значения в зонах перехода профиля вмятины в цилиндрическую часть начинают образовываться микротрещины, которые обуславливают уменьшение прочностных характеристик металла и при дальнейшей эксплуатации трубопровода в конечном итоге могут привести к его разрушению. Это также объясняет характер разрыва дефектных образцов при растяжении.

В работе было произведено выпрямление части образцов с дефектами типа «вмятина» гидравлическими домкратами.

В результате испытаний на растяжение выпрямленных образцов выявлено, что процесс правки вмятин снижает прочностные характеристики металла в зоне дефекта до 15% .

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ОТКАЗОВ СТАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1.1 Анализ аварийности и отказов стальных газонефтепроводов и нефтепродуктопроводов

По последним данным Ростехнадзора - Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору - на 01.01.2013 г. протяженность магистральных трубопроводов составляет 250,6 тыс. км: газопроводов -173,3 тыс. км, нефтепроводов - 52,7 тыс. км, продуктопроводов - 24,6 тыс. км. Протяженность газопроводов системы газораспределения и газопотребления -797 тыс. км. Динамика изменения протяженности этих трубопроводов за последние несколько лет представлена в табл. 1 и на рис. 1, 2 [97].

Таблица 1 - Динамика изменения протяженности трубопроводов за 2005-2010 гг.

Годы Протяженность трубопроводов, тыс. км

Магистральные Газопроводы системы газораспределения и газопотребления

Газопроводы Нефтепроводы Нефте-продуктопроводы Всего

2007 166 51 22 239 659

2008 166 52 22 240 740

2009 166 53 22 240 730

2010 167 53 22 241 757

2011 180 53 22 255 826

2012 173 53 25 251 797

Данные Ростехнадзора по протяженности магистральных трубопроводов хорошо согласуются с данными Росстата - Федеральной службой государственной статистики (табл. 2) [96].

В магистральные газопроводы

В магистральные нефтепроводы

В магистральные нефтепродуктопроводы

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Рисунок 1 - Динамика изменения протяженности магистральных трубопроводов за 2007 - 2012 гг.

—-————

I Рйи 900 ЯНИЯЕк * 800 Ш

п и

£ 3 700

I ш 600

| | 500

Ь О 400 о о.

2007 2008 2009 21 Годы

I газопроводы системы газорас пределения и газопотребления

2010

2012

Рисунок 2 - Динамика изменения протяженности газопроводов системы газораспределения и газопотребления за 2007 - 2012 гг.

Общая протяженность промысловых трубопроводов в России составляет около 400 тыс. км [90].

По приведенным данным можно сказать, что протяженность трубопроводов за последние годы не сильно менялась, хотя и не стоит на месте - ежегодно происходит ввод в эксплуатацию новых мощностей. В настоящее время активно реализуются масштабные проекты по освоению газовых ресурсов полуострова Ямал, арктического шельфа, Восточной Сибири и Дальнего Востока с соответствующими газопроводами, нефтепроводы ВСТО-2, БТС-2, Заполярье -Пурпе - Самотлор, Тихорецк - Туапсе-2 и др. [94, 95].

Таблица 2 - Протяженность магистральных трубопроводов по данным Росстата

Годы Протяженность магистральных трубопроводов, тыс. км

Газопроводы Нефтепроводы Нефтепродуктопроводы Всего

2005 160 50 16 226

2006 162 50 16 228

2007 163 50 16 229

2008 165 49 16 230

2009 166 49 16 231

2010 168 49 16 233

Ц -10 лет и менее И| - от 11 до 20 лет Ц| - от 21 до 30 лет ■ - более 30 лет

Рисунок 3 - Структура магистральных трубопроводов ОАО «Газпром» по сроку службы

43,9%

30,0%

10,6%

Главные системы магистральных трубопроводов были построены в 1960 - 1980 гг. Около 40 % протяженности магистральных трубопроводов отработали более 30 лет [97]. Так, к примеру, на рис. 3 приведена структура магистральных трубопроводов ОАО «Газпром» по сроку службы [95].

При формировании трубопроводной системы прошлого века был заложен значительный запас прочности, тем не менее, старение трубопроводов требует усиления контроля над их состоянием с применением современной диагностики, мониторинга, капитального ремонта и реконструкции.

Проанализируем основные технические причины аварий на трубопроводах по данным Ростехнадзора за последние несколько лет [97].

В 2012 г. на МТ произошла 21 авария. И если в 2010 году наблюдалась тенденция снижения аварийности на поднадзорных объектах магистрального трубопроводного транспорта, то по сравнению с 2010 г. количество аварий увеличилось более чем в 1,5 раза (рис. 4). Распределение аварий, произошедших на МТ за 2007 - 2012 гг., по причинам приведено на рис. 5 и в табл. 3. Одной из основных причин аварий по-прежнему остается интенсивное развитие коррозионных процессов на магистральных газопроводах (1, рис. 6). Недостаточная защищенность газопроводов от коррозии в основном связана с потерей качества пленочного изоляционного покрытия на газопроводах, построенных 15 лет назад и более. Большой процент среди причин аварий занимает брак строительно-монтажных работ. Анализ аварий по этой причине показывает, что основная причина вызвана отступлением от проектных решений при строительстве, несоблюдением технологии сварки, низким уровнем пооперационного контроля качества со стороны должностных лиц, недостаточным техническим надзором за строительством. В 2009 г. 41%, а в 2012 г. 38% аварий на МТ произошел по этой причине (2, рис. 6). Одной из главных причин аварий на нефте- и нефтепродуктопроводах являются несанкционированные подключения в целях хищения транспортируемого продукта (5, рис. 6). Также заметный процент аварий происходит по причине внешних механических повреждений при проведе-

нии работ (3, рис. 6). Зачастую различного рода геометрические дефекты наносятся на трубопроводы строительной техникой.

Рисунок 4 - Аварии на трубопроводном транспорте за несколько лет Таблица 3 - Распределение аварий, произошедших на МТ за 2009 - 2012 гг.

Причина аварии Количество аварий по годам

2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г.

кол-во % кол-во % кол-во % кол-во %

Коррозия металла трубы 7 25,93 6 46,15 5 29,41 6 28,57

Брак строительно-монтажных работ 11 40,74 4 30,77 2* 11,76 8* 38,10

Внешнее механическое повреждение при проведении работ 1 3,70 1 7,69 5 29,41 1 4,76

Ошибочные действия персонала при эксплуатации 1 3,70 - - 1 5,88 - -

Несанкционированные врезки 4 14,81 2 15,38 1 5,88 - -

Заводской брак трубы 1 3,70 - - - - - -

Прочие 2 7,41 - - 3 17,65 6 28,57

Всего 27 100,00 13 100,00 17 100,00 21 100,00

^включается также брак изготовления труб

Значительно больше аварий происходит на газопроводах системы газораспределения и газопотребления. Если в 2006 г. аварийность снизилась и оставалась примерно на одном уровне по 2009 г., то в 2010 г. она снова повысилась

14

до уровня 2004 - 2005 гг. В 2011 г. наблюдалось снижение, а в 2012 г. снова повышение аварийности (рис. 5).

Рисунок 5 - Аварии на газопроводах системы газораспределения и газопотребления за несколько лет

Распределение аварий, произошедших на газопроводах системы газораспределения и газопотребления за 2007 - 2012 гг., по причинам приведено на рис. 7 и в табл. 4. Анализ аварийности показывает, что наибольшее количество аварий происходит при производстве земляных работ. В 2012 г. количество аварий по этой причине немного снизилось по сравнению с 2007 - 2009 гг., но по-прежнему осталось на высоком уровне и составило 34% от общего числа аварий (1, рис. 7). Значимый процент составляют также механические повреждения газопроводов автотранспортом (2, рис. 7), повреждения в результате природных явлений (3, рис. 7), неисправность оборудования котла и взрывы при розжиге газоиспользующих установок (7, рис. 7), неисправность оборудования СУГ (8, рис. 7). В целом же самой значимой причиной аварий являются механические повреждения газопроводов. Если объединить причины 1 и 2 (рис. 7), то по этим причинам произошло от 67% аварий в 2007 г. до 47% аварий в 2012 г. Большинство из этих аварий происходит из-за нарушения требований Правил охраны газораспределительных сетей.

Таблица 4 - Распределение аварий, произошедших на газопроводах системы газораспределения и газопотребления за 2009 - 2012 гг.

Причина аварии Количество аварий по годам

2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г.

кол-во % кол-во % кол-во % кол-во %

Механические повреждения газопроводов при производстве земляных работ 17 44,74 16 31,37 13 36,11 16 34,04

Механические повреждения газопроводов автотранспортом 4 10,53 8 15,69 4 11,11 6 12,77

Повреждения в результате природных явлений 6 15,79 8 15,69 3 8,33 6 12,77

Коррозионные повреждения наружных газопроводов - - 1 1,96 1 2,78 2 4,26

Разрывы сварных стыков 2 5,26 1 1,96 1 2,78 2 4,26

Утечка газа в ГРП (ШРП) с последующим возгоранием 0 0,00 3 5,88 - - 4 8,51

Неисправность оборудования котла и взрывы при розжиге газоиспользующих установок 5 13,16 4 7,84 4 11,11 5 10,64

Неисправность оборудования СУГ - - 5 9,80 7 19,44 1 2,13

Иные 4 10,53 5 9,80 3 8,33 5 10,64

Всего 38 100,00 51 100,00 36 100,00 47 100,00

Таким образом, можно выделить три основные причины аварий на МТ и газопроводах системы газораспределения и газопотребления (рассматривая именно трубопроводы):

• коррозия металла трубы;

• механические повреждения трубопроводов;

• брак СМР

Понятно, что инцидентов на рассматриваемых трубопроводах произошло намного больше происшествий, повлекших аварии (рис. 8). Анализ их причин также согласуется с приведенным выше анализом причин аварий [91,95, 97].

Рисунок 6 - Распределение аварий, произошедших на МТ за 2007 - 2009 гг., по причинам: 1 - коррозия металла трубы; 2 - брак строительно-монтажных работ; 3 - внешнее механическое повреждение при проведении работ; 4 - ошибочные действия персонала при эксплуатации; 5 - несанкционированные врезки; 6 - заводской брак трубы; 7 - прочие

Рисунок 7 - Распределение аварий, произошедших на газопроводах системы газораспределения и газопотребления за 2007 - 2010 гг., по причинам: 1 - механические повреждения газопроводов при производстве земляных работ; 2 - механические повреждения газопроводов автотранспортом; 3 - повреждения в результате природных явлений; 4 - коррозионные повреждения наружных газопроводов; 5 - разрывы сварных стыков; 6 - утечка газа в ГРП (ШРП) с последующим возгоранием; 7 - неисправность оборудования котла и взрывы при розжиге газоиспользующих установок; 8 - неисправность оборудования СУГ; 9 - иные

инциденты аварии

Рисунок 8 - Число инцидентов и аварий на опасных производственных объектах ОАО «Газпром»

• Коррозия

■ Брак СМР

« Механические повреждения

Рисунок 9 - Основные причины выхода из строя промысловых трубопроводов

Что касается промысловых трубопроводов, основные причины выхода их из строя распределены следующим образом (рис. 9) [31]:

• коррозия - 80%;

• брак СМР - 16%;

• механические повреждения - 4%

Таким образом, вышеуказанные причины можно считать основными причинами инцидентов и аварий на стальных газонефтепроводах и нефтепродукто-проводах, включая промысловые, магистральные и газораспределительные трубопроводы.

Промысловые трубопроводы транспортируют агрессивные среды. Транспортируемая по нефтепроводам жидкость с большим количеств попутно-добываемой воды, механическими примесями, газовой фазой может также содержать такие агрессивные агенты, как сероводород, углекислый газ, хлорид-, сульфат-ионы, коррозионно-активные бактерии. Все это ведет к усиленному разрушению труб по причине коррозии. Промысловые трубопроводы часто меняются, их сроки службы незначительны (порядка 5-10 лет). Основными причинами являются недостаточные меры по защите трубопроводов от коррозии, сокращение расходов на обновление трубопроводов с использованием труб с необходимыми свойствами по коррозионной стойкости металла и имеющих надежное изоляционное покрытие, брак строительно-монтажных работ [92].

Далее, выделив основные причины аварий и инцидентов на российских стальных газонефтепроводах и нефтепродуктопроводах, сравним их с зарубежными показателями [33].

В России, Канаде и США сбор данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта осуществляется на государственном уровне в соответствии с национальным законодательством: в США - Бюро трубопроводной безопасности Управления по безопасности трубопроводов и опасным материалам (Office of Pipeline Safety under the Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration - OPS PHMSA) Министерства транспорта, в Канаде - Национальным энергетическим управлением (National Energy Board - NEB), в России - Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор).

В Европе сбор и обобщение данных об авариях производят добровольные объединения: Европейская группа по сбору данных об авариях на газопроводах (European Gas Pipeline Incident Data Group - EGIG), Ассоциация операторов магистральных сухопутных газопроводов Великобритании (UNITED KINGDOM ONSHORE PIPELINE OPERATORS' ASSOCIATION - UKOPA) и Ассоциация операторов западно-европейских магистральных нефтепроводов (CONservation of Clean Air and Water in Europe - CONCAWE).

Основной статистической характеристикой аварийности на магистральных трубопроводах является интенсивность аварий, выражаемая количеством аварий в единицу времени (обычно в год) на единицу длины трассы (на 1000 км).

Так, статистика по европейским газопроводам позволяет проследить динамику аварийности с начала 70-х годов XX в., а по американским за последние 10-20 лет. Удельная интенсивность аварий на магистральных газопроводах приведена в табл. 5. Из табл. 5 очевидно снижение аварийности на газопроводах Европы в 6 раз по сравнению с 70-ми годами. На газопроводах США последние 20 лет этот показатель устойчиво держится на низком уровне.

Кроме того, следует отметить близость показателей аварийности на газопроводах США и Канады. Газопроводы Великобритании в 1,5-2 раза надежнее, чем европейские континентальные. На европейских и североамериканских континентальных газопроводах аварийность составляет 0,1-0,2 аварии в год на 1000 км.

Можно также говорить о близости показателей аварийности на европейских и американских трубопроводах нефти и нефтепродуктов. Удельная интенсивность аварий на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах также приведена в табл. 5. Показатели аварийности ни европейских магистральных нефтепроводах по сравнению с 70-ми годами снизились в 4-5 раз. В настоящее время (на 2010 год) показатель аварийности западных нефте- и нефтепродукто-проводов составляет около 0,1-0,5 аварий в год на 1000 км.

Показатели аварийности на трубопроводах России за последние несколько лет приблизились к показателям аварийности на трубопроводах США и Европы: 0,27 аварий в год на 1000 км для нефтепроводов, 0,06 - для нефтепродук-топроводов и 0,13 - для газопроводов.

Обобщенные показатели аварийности для различных трубопроводных систем представлены в табл. 3

Аварийность на газопроводах США формально считается ниже, чем на

европейских. Это объясняется, в том числе изменением в законодательстве с

20

1984 г. понятия «авария»: под таковым понимаются события, нанесшие материальный ущерб свыше 50 тыс. долл. США (в Европе авариями считаются все случаи непреднамереннее утечки газа). Сравнение данных по авариям на американских газопроводах за пятилетний период показывает, что до 1984 г. число их было больше, по крайней мере, в 5 раз.

Распределение аварий на магистральных газо-, нефте- и нефтепродукто-проводах, в зависимости от причин их возникновения, представлено на рис. 10,11.

В соответствии с данными ЕвШ, С(ЖСА\УЕ, РНМ8А внешнее воздействие (деятельность третьих лиц) - основная причина аварий на трубопроводах. Доля аварий, связанных с внешним воздействием, зависит от диаметра трубопровода, толщины стенки и глубины его залегания, применяемых мер по предотвращению повреждений и местоположения трубопроводов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мустафин, Тимур Раилевич, 2013 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Адлер Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий: изд второе, перераб. и дополн. / Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский. - М.: Изд-во «Наука», 1976. - 280 с.

2. Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. - М.: Недра, 1991. - 287 с.

3. Айнбиндер А. Б., Камерштейн А. Г. Расчеты магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. - М.:Недра, 1982. - 343 с.

4. Анучкин М.П., Горицкий В.Н., Мирошниченко Б.И. Трубы для магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1986, 231 с.

5. Бережной Д. В., Перелыгин О. А., Зайнуллин Р. X., Сонин В. Ф. Расчет прочности цилиндрических оболочек с локальными дефектами типа «вмятина» при упругих и упрогопластических деформациях // Вестник Казанского технологического университета, 1999. - №1-2, с. 57-60

6. Березин В. Л., Шутов В. Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов. - М.: Недра, 1973. - 200 с.

7. Бордубанов В.Г. Инженерный метод расчета концентрации напряжений в пластической области // Машиноведение, 1985, №1

8. Бордубанов В.Г. Несущая способность трубы со сложным поверхностным повреждением // Строительство трубопроводов, 1988, №10, с. 30-32

9. Боровиков В. П. 8ТАТ18Т1СА. Искусство анализа данных на компьютере: Для профессионалов. 2-е изд. - СПб.: Питер, 2003. - 688 с.

10. Бородавкин П. П. Подземные магистральные трубопроводы. - М.: Энерджи Пресс, 2011. - 480 с.

11. Бородавкин П. П., Синюков А. М. Прочность магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1984. - 245 с.

12. Бусыгин Г.Н., Захаров М.Н., Лукьянов В.А., Пудяков В.Л. Оценка работоспособности участков нефтепродуктопроводов с дефектами труб // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 1997. - №7. - с. 14-18

13. ВРД 39-1.10-013-2000 Руководящий документ по применению композитных материалов фирмы "Порсил лтд" (г. Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности с дополнением "Оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530-1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов. - М.: ИРЦ Газпром, 2000

14. ВСН 39-1.10-001-99 Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами. - М.: ИРЦ Газпром, 2000

15. ВСН 39-1.10-009-2002 Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов - М.: ИРЦ Газпром, 2002

16. Галлямов А.К., Черняев К.В. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997. - 597 с.

17. ГОСТ 10006-80* Трубы металлические. Метод испытания на растяжение. - М.: Стандартинформ, 2006, 12 с.

18. ГОСТ 1050-88* Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2003

19. ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытания на растяжение. - М.: Стандартинформ, 2005,24 с.

20. ГОСТ 19281-89* Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2001

21. ГОСТ 20295-85* Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия- М.: ИПК Издательство стандартов, 2003

22. ГОСТ 30432-96 Трубы металлические. Методы отбора проб, заготовок и образцов для механических и технологических испытаний. - Минск, 1999,15 с.

23. ГОСТ 380-2005 Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки. - М.: Стандартинформ, 2007

24. ГОСТ 9012-59. Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю. -М.: Стандартинформ, 2007,42 с.

25. Гумеров А. Г., Гумеров Р. О., Гумеров К. М. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003.-310 с.

26. Гумеров А.Г. Ямалеев K.M., Гумеров P.C., Азметов Х.А. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта / Под ред. А.Г. Гумерова. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. - 252 с.

27. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров P.C. Реконструкция линейной части магистральных нефтепроводов / Под ред. А.Г. Гумерова. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 308 с.

28. Гумеров А.Г., Гумеров K.M., Росляков A.B. Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - (Обзор, информ. Сер. «Транспорт и хранение нефти»)

29. Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов (с изменением №1). - М.: ОАО «Газпром», 2008

30. Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами. - М.: ВНИИГАЗ, 2002

31. Каменыциков Ф.А. Нефтяные сорбенты Каменщиков Ф.А., Богомольный Е.И. Нефтяные сорбенты. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 268 с.

32. Красовский Г. И. Филаретов Г. Ф. Планирование эксперимента. - Мн.: Изд-во БГУ, 1982. - 302 с.

33. Лисанов М.В., Савина A.B., Дегтярев Д.В., Самусева Е.А. Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта // Безопасность труда в промышленности. - №7. -2010.-е. 16-22

34. Материаловедение: лабораторный практикум / Г.А. Барышев, В.А. Пручкин. - Тамбов : Изд-во Тамб. гос. техн. ун-та, 2008. - 100 с.

35. Махутов Н. А. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкции на прочность. - М.: Машиностроение, 1981

36. Махутов H.A., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. - Новосибирск: Наука, 2005. - 516 с.

37. Методика определения опасности дефектов геометрии труб по данным обследования внутритрубными профилемерами. - М.: АК «Транснефть», 1994.-20 с.

38. Механика: учеб. для вузов / В.В.Гурин, В.М.Замятин, А.М.Попов.-Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010.-581 с.

39. Миланчев B.C. Оценка работоспособности труб при наличии концентрации напряжений // Строительство трубопроводов, 1984, №2, с. 23-25

40. Мустафин Т. Р. Влияние вмятин на прочность стальных газонефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. -2012.-№4.-с. 62-64

41. Мустафин Ф. М., Мустафин Т. Р., Абсалямов Э. Р. Экспериментальные исследования напряженно-деформированного состояния трубопроводов с дефектами типа вмятина // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2013. - №1. - с. 24-28

42. Мустафин Ф. М., Мустафин Т. Р., Мамлиев Э. В. Актуальность изучения напряженно-деформированного состояния трубопроводов с дефектами типа вмятина // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. -2012.-№3.-с. 36-39

43. Мустафин Ф. М., Мустафин Т. Р., Терехов Д. А. Изучение напряженно-деформированного состояния промысловых трубопроводов с дефектами геометрии формы типа вмятин // Материалы VII международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2011». -Уфа: УГНТУ, 2011. - с. 162-164

44. Мустафин Ф. М., Мустафин Т. Р., Терехов Д. А. Экспериментальные исследования напряженно-деформированного состояния промысловых трубопроводов с дефектами геометрии формы типа вмятина // Материалы VII международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2011». - Уфа: УГНТУ, 2011. - с. 164-166

é

45. Мустафин Ф.М., Гамбург И.И., Веселов Д.Н. Контроль качества изоляционно-укладочных работ при строительстве трубопроводов.— Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2001. - 106 с.

46. Несущая способность труб магистральных трубопроводов и условия их неразрушимости / М. П. Анучкин, А. С. Болотов, 3. Г. Беликова, Н. И. Анненков // Проектирование и строительство трубопроводов и газонефтепромысловых сооружений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1970. - 42 с.

47. Организация строительства магистральных трубопроводов / Ю.П. Баталии, B.JI. Березин, Л.Г. Телегин и др. - М.: Недра, 1980. - 344 с.

48. ОСТ 153-39.4-010-2002 Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений. - Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы Монография», 2002

49. Оценка эксплуатационной долговечности магистральных нефтепроводов в зоне дефектов // Фокин М. Ф., Трубицын В. А., Никитина Е. А. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - 50 с. - (Обзор, информ. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов», вып. 5)

50. Очистка полости и испытание трубопроводов: Учеб. пособие для вузов / Ф.М. Мустафин, А.Г. Гумеров, О.П. Квятковский и др. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.- 255 с.

51. ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления // «Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти», № 27, 2003

52. Писаренко Г. С., Яковлев А. П., Матвеев В. В. Справочник по сопротивлению материалов. - Киев.: Наукова думка, 1975. - 704 с.

53. Планирование и обработка результатов эксперимента: Учебное пособие. - Томск: Томский государственный университет систем управления и радиоэлектроники, 2007. -118 с.

54. Прочность труб магистральных трубопроводов по данным исследований, выполненных в Советском Союзе и США / Под ред. М. П. Анучкина. - М.: ЦНТИ Газпрома СССР, 1965. - 208 с.

55. Прочность, устойчивость, колебания: Справочник: в 3-х Т. / Под ред. И. А. Биргера и Я. Г. Пановко. - М.: Машиностроение, 1968. - Т. 1. - 831 с.

56. РД 153-39.4-044-99 Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных по теории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций. - М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000

57. РД 153-39.4-067-00 Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. - М, 2000

58. РД 153-39.4-067-04 Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов - М.: Типография ЦСИ, 2004

59. РД 23.040.00-КТН-090-07 Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов. -М.: ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть», 2007

60. РД 39-0147103-334-86 Инструкция по отбраковке труб при капитальном ремонте нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986

61. РД 39-0147103-360-89 Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением. - М, 1989

62. РД 39-132-94 Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. - М: НПО ОБТ № 1994

63. РД-16.01-60.30.00-КТН-101-1-05 (с изм. 1, 2006) Методика расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа «вмятина», «гофр», «сужение» - M.: АК «Транснефть», 2005

64. РД-23.040.00-КТН-269-08 Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. - М, 2008

65. Садыков Р. В. Разработка методов расчета несущей способности и остаточного ресурса нефтепроводов с комбинированными дефектами (вмятинами с рисками и трещинами). - Диссертация кандидата технических наук. - Уфа, 2008

66. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. - М.: ГУП ЦПП,

1997

67. СНиП Ш-42-80* Магистральные трубопроводы - М.: ГУЛ ЦПП, 1997

68. СО 02-04-АКТНП-010-2004 Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт». - Челябинск: Центр безопасности труда, 2004

69. СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов. - М.: Минтопэнерго России, 1997

70. СТО Газпром 2-2.1-131-2007 Инструкция по применению стальных труб на объектах ОАО «Газпром». - М.: ОАО «Газпром», 2007

71. СТО Газпром 2-3.5-045-2006 Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром». -М.: ВНИИГАЗ, 2005

72. Сунагатов М.Ф. и др. Напряженное состояние трубопровода с дефектом типа «вмятина» // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2011, №1 (83), с. 78-85

73. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов: учеб. пособие / Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков и др.; под редакцией д-ра техн. наук, проф. Л. И. Быкова. — СПб.: Недра, 2011. -748 с.

74. Томленов А. Д. Теория пластического деформирования металлов. -М.: Металлургия, 1972

75. Хажинский Г. М. Оценка допустимых размеров вмятин с трещинами при диагностике трубопроводов // Газовая промышленность. - 2005. - №7. - с. 75-79

76. Хажинский Г. М. Оценка прочности участков трубопроводов с вмятинами // Газовая промышленность. - 2003. - №7. - с. 51-53

77. Хажинский Г. М. Приближенная оценка напряжений на вмятинах цилиндрических оболочек // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2005. - №3. - с. 14-16

1

Ь 159

1

78. Халафян А. А. 8ТАТ18Т1СА 6. Статистический анализ данных: Учебник. 3-е изд. - М.: ООО «Бином-Пресс», 2007. - 512 с.

79. Харионовский В. В. Надёжность и ресурс конструкций газопроводов. - М.: Недра, 2000. - 407 с.

80. Харионовский В. В., Курганова И.Н. Надёжность трубопроводных конструкций: теория и технические решения. Серия "Топливно-энергетический комплекс: актуальные проблемы". - М.: ИНЭИ РАН, Энергоцентр, 1995 - 124 с.

81. Харионовский В. В., Черний В. П., Шарыгин А. М., Шарыгин В. М., Максютин И. В. Результаты исследований участков магистральных газопроводов с вмятинами и гофрами // Надёжность и ресурс газопроводных конструкций. - М.: ВНИИГАЗ, 2003. - с. 94-109

82. Черний В.П. Деформации и напряжения в магистральном газопроводе в области вмятины // Надёжность и диагностика газопроводных конструкций. -М.: ВНИИГаз, 1996, с. 1-13

83. Черняев К.В., Васин Е.С. и др. Оценка прочности труб с вмятинами по данным внутритрубных профилемеров // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. №4. с. 8-12

84. Черняев К.В., Васин Е.С. и др. Экспериментальное исследование с целью определения остаточного ресурса труб с дефектами // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. №4. с. 13-16

85. Шарыгин А. М. Дефекты в магистральных газопроводах // Сер.Транспорт и подземное хранение газа. - М.: 000 "ИРЦ Газпром", 2000. - 50 с.

86. Шарыгин А. М. Модифицированный метод расчёта перемещений и напряжений в гофрах и вмятинах газопроводов // Проблемы машиностроения и надёжности машин, 2001. - №6, с. 104 -110

87. Шарыгин А. М., Шарыгин В. М. Практический метод расчёта перемещений и напряжений в гофрах и вмятинах газопроводов // Проблемы машиностроения и надёжности машин, 2001. - №1, с.28-133

88. Шарыгин А. М. Методология проектирование ремонтных конструкций для восстановления несущей способности труб магистральных газопроводов: Дис. доктора техн. наук: 25.00.19. - М.: РГБ, 2004. - (Из фондов Российской Государственной Библиотеки)

89. Ямалеев К. М., Абраменко JI. А. Деформационное старение трубных сталей в процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов // Проблемы прочности, 1989. -№11, с. 125-128

90. В. К. Иванец, "НефтьГазПромышленность" 3 (8), 2004 г. Электронный ресурс http.7/oilgasindustry .ru/?id=3 792

91. Журнал «Безопасность труда в промышленности» - официальное издание федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору. Электронный ресурс http://www.btpnadzor.ru/about

92. Н. Черкассов // Журнал «Экономика и ТЭК сегодня». Электронный ресурс http://www.rusoil.ru/opinions/o06-34.html

93. ОАО «АК «Транснефтепродукт». Новости. Электронный ресурс http://transnefteproduct.ru/news/news/unit.php?ID=l 117

94. ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть». Электронный ресурс http://www.transneft.ru

95. ОАО «Газпром». Электронный ресурс http://www.gazprom.ru

96. Федеральная служба государственной статистики. Электронный ресурс http://www.gks.ru

97. Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору. Электронный ресурс http ://www. gosnadzor.ru

Таблица П1 - Размеры образцов для испытаний на растяжение для труб различных диаметров

йнх8, мм а0, мм Ь0, мм 1, мм В, мм кг, мм к2, мм Ь, мм

159x4,5 4 20 67,9 40 50 20 207,9

159x6,0 6 20 86,9 40 50 20 226,9

219x6,0 6 20 86,9 40 50 20 226,9

530x7,0 7 20 93,7 40 50 20 233,7

273x8,0 8 30 116,0 40 50 18 252,0

530x8,0 8 30 116,0 40 50 18 252,0

720x8,0 8 30 116,0 40 50 18 252,0

426x9,0 9 30 122,9 40 50 18 258,9

1220x12 12 30 142,9 40 60 20 302,9

1020x14 14 30 156,0 40 70 20 336,0

Д, - наружный диаметр трубы; 6 — толщина стенки трубы

Йг20 ,

V

V

Рисунок П1 - Схема образца для вырезки из тела трубы для испытаний на растяжение

Труба И/8 = 159/4,5 мм

у = 0,0186хг + 1,1967х К' = 0,9801

♦ опытные данные 2а = f(Р)

опытные данные 2Ь=((Р)

у - 0,0108х7+ 1,2202х Я2 = 0,9798

- аппроксимирующая

ш

кривая 2а = {(Р)

— аппроксимирующая кривая 2Ь = f (Р>

_---_---

в*

Ю49хг * 0,0256х

♦ опытные данные Ь =

аппроксимирующая криваяй ■ ~

*На остальных графиках обозначения те же

f- O.OOAix'* O.Ö2SS*

y=a,0108xJ+l,2Z02x R» г 0.9798

Труба D/S = 219/6 мм

у 0.071 i*'- 1.2798«

0,«1х2«-5Е-05х R: = 0,9912

100,0

Ч- 0,0Шл!* 1.6263х R1 s 0.94S

Труба D/S = 273/8 мм

160,0

y i 0.0144Л R; к 0,94

O.OÛlW » O.OOS6*

100,0

y ; 0.0106x¿4 0.282* R1 = 0,9546

у«0.0019х2Ю.002х R< « 0.993

0.9631

í V = 0,0099xJt0.6289x

. R' = 0.9765

■i^-^rTl i ! i í' : ".'""i : i f i .

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0

Труба D/S = 530/7 мм

St-OSx' • 0,073« > 0,982 ,

0.001*^ 0.3037*

R2 -0.9103

у ~ 0,0004хг + 0.213X Ra » 0,9439

^.^.„ ^.b,.,....^....^..,,,,.,^,-^..,..........»P. kH

100,0 200,0 300,0 400,0

100,0 200,0 300,0 400,0

Труба D/S = 530/8 мм

v¿ ffiöoix*. О.ОСЗОх я' 10,9907

0.0031x»+ 1.Î563X

В!«0.Я919

y *0,Û0l6x2t 1,3185л R>-- 0,9796

V av-í>v • 0.0237*

),0013*J i 0.0204X P1-0.333 s ■■

y - 0,0007xJ + 0,056x R¡-0,9704

100,0 200,0 300,0 400,0

100,0 200,0 300,0 400,0

Труба D/8 = 1020/14 мм

7E-05*-'. 0.0028ч

у - i6-06xJ I о,ооазх R! -0,9241

у- ЗЕ-05хг + 0,0032» R1 = 0,7301

0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0

Труба D/S = 1220/12 мм

у. С.ОООЬ'1 0.01* 0.983i .

¡tm*' ) 0,0012*

r' 0.9393 .

у » 8Е-05*21 0.017S* R' -0,9939

0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0

Изменение предела прочности для металла труб в области образования дефектов типа «вмятина» различных размеров

10

£

в" <1 8

и

О Ь

X

У

о

а

с 4

га

о

ч в) 2

а.

с

ар 5 0

X

01

Э

л I -2

<и

?

>

I | ♦

6 8 10 12 14

Относительная глубина вмятины Н, %

16

— контрольный образец

♦ опытные точки для трубы 159x4,5

а прочности Да, % м .р» ег> оо

г» __™ 4 —

— — __ -- ....................контрольный образец ♦ опытные точки для трубы 159x6,0

— —— — — 1......... --

— — — ......

—— =1.....=■ 1

—1

§ ^ о а. 1 * в) 3 i -4 1 < -Ф-

ЕфЕ —1—_ — _ - -........ ♦

— — — —, „_ —, — ---

5 10 Относительная глубина вмятины И, % 15

о х

У

0 а. с го

с;

<и

01 а. с

№

X

0

3 л X

01

I

-1

-3

— контрольный образец

♦ опытные точки для трубы 219x6,0

3 5 7

Относительная глубина вмятины Ь,'

о «а

и О

X у

0 а с

го е;

<и

а с

<и X X

01 3 л X 01

I

12 10 8 6 4 2 О -2

. '. . . ц -----.........

■................ ...........

Г—ь— *г __<! сп —1— ............. =

— ________ г

......... ? ..................... ......... .''Г..'"'.'.. __

......

— -Г—" —- — ___ — __

-......—4------- -............'....... Ш4-

..... -

—

—!_

............[..... ............ -.......Ь

-- +—^р— ---г~..... __ ............. — —

2 4 6

Относительная глубина вмятины И, %

——контрольный образец

♦ опытные точки для трубы 273x8 мм

о «3

о

X

у

0 а с го

I* 0) а с

V X X

V

1 л

X

ф

I

10 8 6 4

-4

ЗЕ±Е

В

~т=г

—контрольный образец

♦ опытные точки для трубы 426x9 мм

Относительная глубина вмятины Г>,'

о <1

Б

о

X У

0 а с

го

I*

01 а с 0) X X 01 3 л X (у

I

3,5 3 2,5 2 1,5 1

0,5 0

-0,5

--

-±=±=г.;.-

т

12 3 4

Относительная глубина вмятины И, %

— контрольный образец

♦ опь!тные точки для трубы 530x8 мм

о <

&

о X У

о а с го

е;

11,5

9,5

7,5

5,5

££

ш а с 01 5

3,5

1,5 ш 3

£ -0,5

г >

—(-

2 4 6 8

Относительная глубина вмятины Ь, %

10

—контрольный образец

♦ опытные точки для трубы 530x7 мм

* х

С о

X

т

0 о. с го е:

ф а с ш X X а 3 л X

о»

1

—контрольный образец

♦ опытные точки для трубы 720x8 мм

Относительная глубина вмятины Л, %

•контрольный образец

♦ опытные точки для трубы 1020x14 мм

Ф

а. с ф

5 X

ф

Э л х

ф

I

и

о

§3,05 о. с 0

-0,05

-од

0,2 0,4 0,6 0,8

Относительная глубина вмятины Ь, %

Л

I*

с < ф г 1 § I I

л о X о. Ф с

I

1,7 1,5 1,3 1,1 0,9 0,7 0,5 0,3 ОД ОД

——контрольный образец

♦ опытные точки для трубы 1220x12 мм

0,2

0,4

0,6

0,8

Относительная глубина вмятины И,1

Изменение предела прочности для металла труб в области образования де фектов типа «вмятина» различных размеров после их выпрямления

(з <5 X н и о

X

3-

0 а. с

га с: ф

ф а с ф

X

X

ф

а

л

X

ф

1