Разработка методики восстановления ресурса участка нефтепровода сварными муфтами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.10, кандидат наук Пономарев, Павел Александрович

• Пономарев, Павел Александрович
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Пономарев, Павел Александрович

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ РЕМОНТНЫХ КОНСТРУКЦИЙ

1.1. Назначение, конструкции и технологии монтажа ремонтных муфт

1.2. Напряженное состояние ремонтных конструкций

1.3. Влияние технологии сварки на ресурс сварного соединения муфты с трубой

1.4. Методы анализа напряженного состояния

1.5. Способы повышения несущей способности ремонтных конструкций

1.6. Выводы по главе I

Глава 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПОВЫШЕНИЯ РЕСУРСА

РЕМОНТНЫХ КОНСТРУКЦИЙ

2.1. Разработка подходов к повышению ресурса ремонтных конструкций

2.2. Методика численного анализа напряженного состояния ремонтных конструкций

2.2.1 Методика моделирования напряженного состояния оболочек, работающих под давлением в ПК «Сварка»

2.2.2. Реализация модели изотропного материала с трансляционным упрочнением

2.2.3. Критерий выбора рациональных параметров усиливающих конструкций

2.2.4. Моделирование роста трещины в ремонтной конструкции

2.3. Методика исследования влияния технологии сварки на ресурс сварного соединения

Стр.

2.4. Методика испытаний натурных образцов

2.5. Выводы по главе 2

Глава 3. АНАЛИЗ СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ РЕСУРСА РЕМОНТНЫХ КОНСТРУКЦИЙ

3.1. Разработка компьютерных моделей ремонтных муфт и разрезных тройников

3.2. Анализ способов повышения ресурса гладких муфт

3.2.1. Анализ работы ремонтной конструкции под давлением

3.2.2. Численное моделирование способов повышения ресурса муфт

3.3. Анализ способов повышения ресурса разрезных тройников

3.3.1. Анализ работы разрезных тройников под давлением

3.3.2. Численное моделирование способов повышения ресурса разрезных тройников

3.4. Рост трещины в сварном соединении разрезного тройника

3.5. Выводы по главе 3

Глава 4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РЕСУРСА

СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕМОНТНЫХ КОНСТРУКЦИЙ

4.1. Исследование влияния технологических факторов на лабораторных образцах

4.1.1. Воспроизведение технологии монтажа муфты

4.1.2. Результаты испытания лабораторных образцов

4.2. Изучение ресурса ремонтных конструкций на натурных образца

4.2.1. Особенности технологии сборки и сварки образцов тройников

4.2.2. Анализ результатов испытаний

4.3. Результаты испытаний ремонтных конструкций

4.4. Выводы по главе 4

Стр.

Глава 5. РАЗРАБОТКА ДОЛГОВЕЧНЫХ РЕМОНТНЫХ КОНСТРУКЦИЙ

5.1. Разработка конструкции разрезного тройника с повышенным ресурсом

5.2. Разработка универсальной долговечной конструкции ремонтной муфты

5.2.1. Особенности конструкции муфты

5.2.2. Особенности монтажа ремонтной муфты

5.2.3. Влияние остаточных сварочных напряжений на ресурс сварного соединения муфты с трубой

5.2.4. Перспективы применения разработанной конструкции муфты

5.3. Выводы по главе 5

Общие выводы по работе

Литература

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики восстановления ресурса участка нефтепровода сварными муфтами»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. На территории России функционирует более 200 тыс. километров стальных трубопроводов. В процессе эксплуатации возникают повреждения трубопровода, а также вскрываются дефекты, пропущенные на этапе контроля. При повреждении нефтепровода требуется оперативно ремонтировать дефектный участок. Иногда требуется заранее иметь средства для ремонта поврежденного участка. Так, одним из условий ввода в строй нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО) была разработка технологии его ремонта. Нефтепровод рассчитан на рабочее давление 10 МПа и изготовлен из труб диаметром 1067 и 1220 мм с толщиной стенки 20 мм. Нефтепровод пролегает в труднодоступном и сейсмоопасном районе, где высок риск повреждаемости и развития дефектов. Труднодоступность для тяжелой техники осложняет ремонт путем полной замены дефектного участка.

Наиболее перспективным видится ремонт путем установки сварных ремонтных конструкций. Установка ремонтной конструкции (муфты) является эффективным способом ремонта, поскольку позволяет проводить его без остановки перекачки нефти и отключения потребителей. Установка муфты должна обеспечивать не временный, а капитальный ремонт, т. е. обеспечивать требуемый срок эксплуатации. Известно, что за 30 лет эксплуатации нефтепровод испытывает в среднем около 10000 сбросов давления. Большинство существующих конструкций муфт обеспечивает требуемый 30-летний ресурс. Однако в перспективе при повышении рабочего давления и продлении срока службы нефтепроводов вплоть до 100 лет муфты оказываются слабым звеном. Наиболее сложная задача - обеспечение ресурса разрезных тройников. Проведенные в ЦТД «Диаскан» испытания показали, что реальный ресурс существующих разрезных тройников ниже требуемого и составляет 15 лет. Слабым местом является участок кольцевого шва напротив патрубка.

В 2001 г. в США была разработана «Концепция обеспечения целостности трубопроводов», в которой был предложен комплекс решений, направленных на

сохранение пропускной способности «стареющих» трубопроводов, с одной стороны, с одновременным повышением степени эксплуатационной и экологической защиты и, с другой стороны, приемлемых экономических показателей их безопасной эксплуатации. Новые принципы «продления периода малой вероятности проявления дефектов» или «новые схемы приоритетной эксплуатационной пригодности» позволяют увеличить срок эксплуатации трубопроводов до 80 или даже 100 лет. Отсюда следует, что необходимы ремонтные конструкции, способные безотказно работать в течение такого срока. Анализ нормативной документации показывает, что это уже привело к отказу от ряда конструкций ремонтных муфт.

Большое разнообразие и появление все новых конструкций муфт свидетельствует о том, что традиционные средства разработки не обеспечивают создания эффективных муфт с заданными параметрами. Нередко обеспечение необходимого ресурса достигается за счет увеличения их размеров и массы. Такие муфты непригодны для оперативного ремонта из-за трудностей их транспортировки, сложности и длительности монтажа. Снижение массы возможно за счет выбора рациональных формы и геометрических параметров конструкции. Применение научно обоснованных подходов к проектированию и оценке ресурса ремонтных муфт является весьма актуальной задачей.

Цель работы - обеспечение полного восстановления ресурса участка нефтепровода в результате ремонта.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав и общих выводов и литературы из 107 наименований.

В первой главе проведен анализ особенностей функционирования и технологии монтажа современных ремонтных конструкций нефтепроводов, а также обзор методов оценки и повышения их ресурса. Произведена классификация ремонтных конструкций по стадиям работы: до образования сквозного дефекта в стенке трубы (обжимные) и после (герметичные). Выдвинуто положение, что именно вторая стадия определяет ресурс отремонтированного с помощью ремонтной конструкции участка. Поэтому более долговечными являются герметичные ремонтные конструкции. Определены факторы, влияющие на ресурс

ремонтной конструкции, и проведен анализ существующих способов повышения ресурса ремонтных муфт. Сформулированы задачи работы.

Вторая глава посвящена разработке методики восстановления ресурса поврежденного участка нефтепровода с помощью муфт. Методика носит расчет-но-экспериментальный характер. Лимитирующие ресурс факторы, связанные с внешними нагрузками, оценивались расчетным путем. На основе численного параметрического исследования определялись параметры усиливающих конструкций для ремонтных муфт. Влияние на ресурс случайных факторов, зависящих от технологического процесса сборки и сварки, изучалась на небольших лабораторных образцах, каждый из которых включал участок нахлесточного соединения с угловым швом. На заключительном этапе проводились натурные испытания для подтверждения результатов анализа.

В третьей главе представлены результаты применения разработанной методики для герметичных муфт и тройников. Установлены особенности работы гладких муфт и разрезных тройников под действием внутреннего давления. Установлены основные причины ограниченного ресурса ремонтных муфт и тройников. Даны рекомендации для повышения ресурса ремонтных конструкций.

В четвертой главе представлены результаты экспериментальной оценки влияния технологии сварки на ресурс сварного соединения, а также результаты проверки адекватности разработанных моделей и результатов расчета на натурных образцах. По результатам испытаний лабораторных образцов установлены закономерности влияния зазора и формы разделки кромок на ресурс сварного соединения, внесены коррективы в конструкцию натурного образца тройника. Результаты натурных испытаний подтвердили результаты расчетов и позволили выявить несовершенства конструкции, приводящие к технологическим дефектам.

В пятой главе представлены результаты разработки новых ремонтных конструкций и технологии сборочно-сварочных работ, обеспечивающих необходимую долговечность после ремонта. На основе анализа расчетных и экспериментальных данных предложены два новых варианта ремонтных конструк-

ций. Первый вариант - патрубковый тройник - успешно прошел натурные испытания. Разрезка после испытаний показала полное отсутствие трещин в корне шва. Задача повышения ресурса решена за счет исключения попадания перекачиваемой жидкости под муфту после образования сквозного дефекта в трубе. Второй вариант - новая торо-цилиндрическая муфта - более универсальный и подходит для повышения ресурса как тройников, так и гладких муфт. Параметры и форма торовой части новой муфты подобраны так, что уровень напряжений во всех сечениях и швах муфты находится на уровне целой трубы, а все концентраторы оказываются в зоне сжимающих напряжений, что позволяет обеспечить ресурс на уровне неповрежденного участка трубы.

Методы исследования. Для решения поставленных задач применялись расчетные и экспериментальные методы исследований.

Расчетные методы включали в себя моделирование процессов распространения теплоты и образования остаточных сварочных деформаций, а также расчет напряженно-деформированного состояния при эксплуатации ремонтных конструкций с помощью программного комплекса «Сварка», реализующего метод конечных элементов. Экспериментальные исследования включали испытания лабораторных образцов, имитирующих условия нагружения шва, и натурных образцов в виде участка трубопровода с установленной муфтой. Испытания лабораторных образцов проведены для исследования влияния технологии сварки на ресурс сварного соединения. Испытания натурных образцов проведены для подтверждения адекватности расчетных моделей и результатов расчета.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Установлено, что главной причиной разрушения кольцевого сварного шва является взаимный поворот стенок трубы и муфты, приводящий к дополнительному растяжению в корне шва.

2. Установлено, что причиной пониженной долговечности сварных разрезных тройников является поперечная утяжка металла магистрали тройника в зоне высоких растягивающих кольцевых напряжений. Вследствие этого на участок кольцевого шва рядом с патрубком действует дополнительная растягивающая нагрузка.

3. Установлены зависимости долговечности ремонтных конструкций от их конструктивных параметров.

На защиту выносятся:

1. Методика восстановления ресурса участка нефтепровода с помощью сварных муфт.

2. Установленные в результате применения разработанной методики факторы, лимитирующие ресурс муфт, а также наиболее эффективные пути повышения ресурса.

3. Результаты экспериментальных и расчетных исследований влияния технологии сборки и сварки муфт на ресурс сварных соединений.

Практическая значимость работы заключается в том, что разработана расчетно-экспериментальная методика восстановления ресурса поврежденного участка нефтепровода, позволяющая определять рациональные параметры ремонтных конструкций для повышения их ресурса на этапе проектирования. Разработаны новые долговечные конструкции ремонтных муфт. По результатам проведенной работы внесены изменения в нормативный документ ПАО «АК Транснефть» РД-75.180.00-КТН-274-10.

Результаты диссертационной работы рекомендованы к внедрению на предприятиях ПАО «АК «Транснефть», ПАО «Газпром», ЗАО «СтройТрансГаз» и на других машиностроительных предприятиях нефтяной и газовой промышленности.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на научном семинаре кафедры технологий сварки и диагностики МГТУ им. Н.Э. Баумана (г. Москва, 2016 г.), на Всероссийской конференции молодых ученых и специалистов «Будущее машиностроения России» (г. Москва, 2016 г.).

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликованы 7 научных статей, в том числе 5 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Глава 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ РЕМОНТНЫХ КОНСТРУКЦИЙ

1.1. Назначение, конструкции и технологии монтажа ремонтных

муфт

В процессе эксплуатации нефтепровод подвержен воздействию рабочей нагрузки и окружающей среды. Вследствие эрозионных и коррозионных процессов в работающем нефтепроводе происходит уменьшение толщины стенки трубы, а также повреждения стенки трубы и зарождение дефектов [1]. Кроме того, под действием рабочей нагрузки растут дефекты технологического происхождения, такие как поры, несплавления, непровары и шлаковые включения. Эти процессы могут привести к образованию сквозного дефекта и к потере несущей способности нефтепровода. Для предотвращения аварийных ситуаций важно вовремя обнаружить и устранить опасный дефект.

Одним из способов предупреждения аварий является ремонт с применением сварочных технологий. В нормативной документации приведены следующие методы ремонта сваркой в процессе эксплуатации [2]:

1) заварка дефекта;

2) замена дефектного участка («вварка катушки»);

3) установка ремонтной конструкции.

Замена участка обеспечивает наиболее полное устранение дефектов и повышение надежности, но связана с необходимостью отключения потребителя, опасностью загрязнения окружающей среды и большими потерями продукта. В связи с этим часто наиболее целесообразными оказываются методы ремонта без остановки перекачки продукта [3-5]. Выбор конкретного метода зависит, в первую очередь, от типа дефекта и площади поражения. При небольших дефектах (например, одиночных коррозионных повреждениях) применяется наплавка. Ремонтные конструкции (муфты) применяют при значительной площади повреждений, а также при повреждениях с изменением формы сечения трубы (вмятинах и гофрах). Применение ремонтной конструкции позволяет суще-

ственно снизить расходы на ремонт и сроки простоя трубопровода по сравнению с заменой дефектного участка.

Муфта, как правило, представляет собой два полуцилиндра, устанавливаемых поверх поврежденного участка нефтепровода и соединяемых между собой продольными швами. Конструкция муфты и материал ее изготовления определяется многими факторами. На Рис. 1.1 приведена классификация ремонтных конструкций. Конструкции муфт можно разделить на обжимные и герметичные (Рис. 1.2). Такое разделение определяет назначение и принцип работы ремонтной конструкции [6].

Ремонтные конструкции

Г

1

По принципу работы

обжимные

герметичные

По материалу

стальные

композитные

По технологии монтажа

с применением сварки

без применения сварки

Рис. 1.1.

Классификация ремонтных конструкций

Дефект Дефект

V ■ , ¿Д Л

* ЕИ

а) Уплотнитель

б)

Рис. 1.2.

Типы конструкций сварных муфт: а) обжимная муфта, б) герметичная муфта

Обжимная муфта (Рис. 1.2,а) предназначена для замедления развития несквозного повреждения за счет разгрузки поврежденного участка. Эффектив-

ность разгрузки определяется величиной контактного давления между муфтой и трубой [7]. Конструкция муфты позволяет воспринимать только кольцевые напряжения. При ее монтаже очень важно обеспечить отсутствие зазора между трубой и муфтой [8]. Простой расчет показывает, что радиус трубы из стали с временным сопротивлением 300-600 МПа увеличивается под действием внутреннего давления на 0,1 - 0,2%, что для трубы диаметром 1000 мм составляет 0,5 - 1,0 мм. Поэтому даже зазор в 1 мм под муфтой существенно снижает эффективность её работы. Установка муфт с натягом обеспечивает плотное прилегание внутренней поверхности муфты к трубе. Однако в монтажных условиях обеспечить натяг непросто, особенно при большой толщине стенки. Для улучшения контакта муфту обжимают с помощью наружных центраторов.

В отличие от обжимной ремонтной конструкции, герметичная муфта (Рис. 1.2,б) работает только с момента образования сквозного дефекта в стенке. Наличие углового кольцевого шва на торце муфты препятствует утечке продукта из полости под муфтой. В процессе дальнейшей эксплуатации муфта должна оставаться работоспособной под действием рабочего давления вместо участка трубы. При этом ресурс герметичной муфты определяется долговечностью кольцевых швов, соединяющих ремонтную конструкцию с трубой.

Разновидностью герметичной ремонтной конструкции является разрезной тройник (Рис. 1.3). Он состоит из двух полумуфт, к одной из которых прикреплен патрубок. Конструкция тройника допускает наличие небольшого зазора между внутренней поверхностью муфты и наружной поверхностью трубы. Тройники применяют для ремонта таких специфических повреждений как несанкционированные врезки для кражи нефти [9]. Существует несколько видов конструкций разрезных тройников: сварной (Рис. 1.3,а), штампосварной (Рис. 1.3,б) и др. Плавный переход от патрубка к магистрали тройника в штампосвар-ном тройнике предпочтительнее, чем наличие сварного шва в сварном тройнике, так как создает меньшую концентрацию напряжений. Сварка патрубка с верхней полумуфтой и с заглушкой производится на заводе. В монтажных условиях свариваются только продольные швы, соединяющие две полумуфты и кольцевые угловые швы, соединяющие муфту с трубой. Разрезной тройник

можно рассматривать как универсальную ремонтную конструкцию, так как под патрубком может находиться дефект произвольного вида.

а)

'/////////7777^

Г б)

^77//////./777А

4 Г

Рис. 1.3.

Конструкции разрезных тройников для ремонта нефтепроводов: а) сварной; б) штампосварной

Также часто муфты делят по материалу ремонтных конструкций и способам её монтажа. Обе классификация взаимосвязаны, так как технология монтажа муфты зависит от материала её изготовления. В качестве материала муфты используют сталь или композитные материалы. Как правило, для стальных ремонтных конструкций выбирают марки стали аналогичных основной трубе либо марки со схожими механическими свойствами [2,10,11]. Заниженные механические характеристики согласно нормативной документации [10] компенсируют увеличением толщины стенки муфты. Сильное увеличение толщины приводит к увеличению массы ремонтной конструкции и трудоемкости ремонта. Исходя из особенностей работы стальными изготавливают герметичные муфты. Обжимные муфты тоже могут быть стальными. Однако высокий модуль упругости затрудняет обеспечение плотного контакта с трубой, особенно при большой толщине стенки муфты.

Новым направлением развития ремонтных конструкций стало применение обжимных муфт из композиционных материалов на основе стеклопластика и

углеродного волокна (Clock Spring, РСМ и др.) [12]. Обладая меньшей жесткостью, композитные муфты могут плотно прилегать к трубе, без зазора. Дополнительное предварительное натяжение при монтаже позволяет эффективно применять их в качестве бандажа.

Композитные ремонтные муфты значительно легче стальных и не требуют использования тяжелого грузоподъемного оборудования при монтаже. Установку композитных муфт осуществляют путем намотки лент из соответствующих материалов или затяжкой болтов. Стальные сварные муфты устанавливают на трубопровод с применением сварочных технологий путем выполнения продольных и кольцевых швов. Особое внимание уделяют качеству кольцевых угловых швов герметичных муфт, так как именно от них зависит долговечность ремонта.

Каждый тип ремонтной конструкции обладает рядом особенностей, которые делают его предпочтительным в зависимости от характера повреждений трубы. Обжимные муфты эффективно применяют для оперативного ремонта дефектов небольшой глубины и протяженности [13,14]. В исполнении из композитного материала обжимные муфты позволяют снизить вес и произвести монтаж без применения сварочных технологий. Основной недостаток обжимных ремонтных конструкций заключается в невозможности ликвидации утечек из-за отсутствия угловых кольцевых швов [8,15-17]. Для ликвидации утечек применяют стальные герметичные ремонтные конструкции, задача которых работать вместо участка трубы в течение срока эксплуатации.

Долговечность конструкций определяется, главным образом, характером и величиной внешних нагрузок и уровнем механических свойств. Решение об установке муфты конкретной конструкции принимается по результатам нераз-рушающего контроля после оценки степени опасности дефекта.

1.2. Напряженное состояние ремонтных конструкций

Главным компонентом нагрузки на трубопровод является внутреннее давление перекачиваемого продукта. В нефтепроводе, в связи с особенностями оборудования и режимами работы нефтеперекачивающих станций, рабочее дав-

ление периодически падает практически до нуля. Установлено, что в среднем такое падение происходит один раз в сутки, что соответствует 10 тыс. циклов за 30 лет и 33 тыс. циклов за 100 лет. Наибольшие напряжения в трубе от внутреннего давления действуют в кольцевом направлении. Эти же напряжения воспринимают продольные швы труб, сваренные в заводских условиях. Уровень кольцевых напряжений слабо зависит от других силовых факторов, он практически однозначно связан с перепадом внутреннего и наружного давлений, толщиной стенки и диаметром трубы. Дополнительные кольцевые напряжения от изгиба возникают при овальности трубы, а также от давления грунта при подземной укладке трубопровода. Они также связаны с внутренним давлением.

Продольные напряжения в трубе от внутреннего давления меньше кольцевых в 2-3 раза. Их опасность заключается в том, что они могут вызвать разрушение кольцевых швов трубопровода (а также ремонтных конструкций), сваренных в условиях монтажа. В этих швах существенно больше вероятность различных технологических дефектов, возникающих при сборке и сварке. Кроме давления, продольные напряжения могут быть вызваны целым рядом факторов, которые трудно оценить при проектировании. Это напряжения от температурного расширения трубы, а также от изгиба ее продольной оси. Изгиб может возникать как в процессе укладки сваренного участка трубы в траншею, так и при последующих подвижках грунта. При надземной прокладке трубопровода изгиб вызывают вес трубы и перекачиваемой нефти, а также вес обледенения и ветровые нагрузки. Суммарное значение продольных напряжений от всех факторов может превышать уровень кольцевых напряжений. Единственным надежным способом оценки продольных напряжений является инструментальный контроль напряженного состояния в процессе мониторинга или диагностического обследования трубы. Несколько снижает опасность тот факт, что изгиб трубы обычно является статической нагрузкой. Число циклов от перепадов температуры также сравнительно невелико, особенно при подземной укладке трубопровода. Колебания температуры возможны только при прекращении перекачки, поскольку поток нефтепродуктов является мощным термостабилизирующим фактором.

Постоянные напряжения изменяют асимметрию цикла и влияют на ресурс [18-20]. В сварных соединениях к эксплуатационным добавляются остаточные сварочные напряжения, уровень которых часто приближается к пределу текучести металла. Особенности сварки кольцевых швов таковы, что на внутренней поверхности трубы возникают высокие растягивающие продольные напряжения, что увеличивает риск разрушения от корня кольцевого шва [21]. Несмотря на то, что кольцевые напряжения выше, чем продольные, для магистральных нефтепроводов они менее опасны, так как продольные швы труб выполнены автоматической сваркой под флюсом в заводских условиях. Более опасны кольцевые монтажные швы, как содержащие большее число дефектов - потенциальных очагов зарождения трещины.

Проблемы применения ремонтных конструкций не ограничиваются только конструктивными факторами. В условиях монтажа выделяют ряд факторов, изменяющих напряженно-деформированное состояние и влияющих на ресурс конструкции.

Во-первых, следует отметить, что монтаж муфты производится на работающий нефтепровод, то есть на трубу, находящуюся под внутренним давлением. Расчет допустимой величины рабочего давления при монтаже в процессе эксплуатации регламентирован нормативной документацией [10]. В [22-24] отмечено, что при сварочных работах на работающем нефтепроводе критическим параметром для определения рабочего давления является минимальная остаточная толщина стенки. В [4,25,26] показано, что при остаточной толщине стенки трубы свыше 5 мм вероятность прожога в процессе монтажа муфты минимальна, поскольку сварку стремятся выполнять с минимальной погонной энергией за несколько проходов. Наиболее важным фактором, определяющим предельное состояние конструкции, является пластическая неустойчивость металла конструкции [27]. Монтаж муфты без остановки перекачки положительно сказывается на значениях кольцевых остаточных сварочных напряжений (ОСН) [28], так как укладка шва на растянутый металл приводит к перераспределению деформаций при нагреве и снижению величины ОСН. При этом кольцевые напряжения не оказывают прямого влияния на рост трещины, так как плоскость

их действия лежит в плоскости трещины. Ускорение роста трещины могут вызвать напряжения, ориентация которых способствует её раскрытию[29]. Применительно к муфте это остаточные напряжения в направлении оси трубы, вызванные поперечной усадкой кольцевого углового шва. Поскольку сварка кольцевого углового шва выполняется за несколько проходов, эти напряжения невелики [30].

Во-вторых, при диаметрах трубопровода до 1000 мм в технологии установки муфты предусмотрен подъем трубопровода из траншеи. При этом происходит рост продольных напряжений из-за изгиба трубопровода [31].

В-третьих, при монтаже нахлесточного соединения весьма затруднительно обеспечить надлежащее (качественное) формирование корня шва. Велика вероятность получения непроваров в корневом слое шва.

В работе [32] отмечена возможность взаимодействия муфт между собой. Экспериментально установлено, что такое взаимодействие возникает при расстоянии между муфтами менее половины диаметра трубопровода. Близкое расположение муфт приводит к росту продольных напряжений в ней.

При анализе напряженно-деформированного состояния углового шва нахлесточного соединения под действием внутреннего давления в оболочке необходимо учитывать краевые эффекты в месте соединения муфты с трубой и остаточные сварочных напряжений, которые могут изменить напряженное состояние в зоне сварного соединения.

На Рис. 1.4 показаны две стадии работы ремонтной конструкции под действием внутреннего давления. До образования сквозного дефекта плотный контакт муфты с трубой разгружает участок трубы под муфтой и снижает скорость роста дефекта (Рис. 1.4,а). После разгерметизации полость между трубой и муфтой заполняется транспортируемым продуктом. В результате радиальных перемещений возникает осесимметричный изгиб стенки муфты, который вызывает дополнительное растяжение в корневом слое углового шва (Рис. 1.4,б).

Уровни остаточных сварочных напряжений и напряжений от изгиба зависят от технологий сборочно-монтажных работ и сварки многопроходного шва. Наибольшее влияние на изгиб оказывает величина зазора между трубой и муф-

той при монтаже, а уровень остаточных сварочных напряжений зависит от режимов сварки и степени снижения внутреннего давления при проведении ремонтных работ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Пономарев, Павел Александрович, 2016 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Николаев А.О. Повышение надежности работы магистральных и промысловых трубопроводов // Успехи современного естествознания. 2011. №7. С.166-167.

2. Технология ремонта магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопро-водов с давлением до 6,3 МПа: РД 23.040.00-КТН-386-09: Утв. ОАО «АК «Транснефть»: 17.12. 2009. 237с.

3. Эффективные методы ремонта магистральных трубопроводов / Е.А. Аникин [и др.] // Обзорн. инф. Сер. «Ремонт трубопроводов». М.: ИРЦ Газпром, 2001. 108с.

4. Попков А.С. Расчетно-экспериментальная оценка работоспособности стальных муфт для ремонта нефтегазопроводов: Автореф. дис. ... канд. техн. наук: 22.10.2011, 20.09.2011. Ухта, 2011. 21с.

5. Современные методы ремонта трубопроводов / Н.Х. Халлыев [и др.]; Обз. информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: ИРЦ Газпром, 1997. 44с.

6. Королев С.А., Пономарев П.А. Существующие ремонтные конструкции для магистральных нефтепроводов высокого давления // Инженерный вестник. 2013. № 11. С.67-74. (0,50 п.л. / 0,30 п.л.)

7. Махненко В.И., Олейник О.И., Шекера В.М. Определение контактного давления усиливающей муфты при ремонте трубопроводов с поверхностными дефектами // Автоматическая сварка. 2013. №6. С.12-15.

8. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов: РД 153-39.4-086-01: Утв. ОАО «АК «Транснефть»: 10.02.2001. 77с.

9. Ремонт линейной части магистральных трубопроводов с помощью разрезных тройников / Н.Г. Гончаров [и др.] // Трубопроводный транспорт [теория и практика]. 2014. №4. С.28-30.

10. Технология сварочно-монтажных работ по установке ремонтных конструкций на действующие магистральные нефтепроводы: РД 25.160.10-КТН-004-08: Утв. ОАО «АК «Транснефть»: 11.01.2008. 249c.

11. Технология установки ремонтных конструкций на трубопроводы диаметром 1067 и 1220 мм с давлением 10 МПа: РД 75.180.00-КТН-274-10. Утв. ОАО «АК «Транснефть»: 21.12.2010. 102c.

12. Юдин В.В., Лещенко В.В., Винокуров В.И. УКМТ - новое слово в ремонте трубопроводов // Сфера нефтегаз. 2011. №3. С.182-184.

13. Романцов С.В., Шарыгин, А.М. Кашуба М.И. Исследование эффективности ремонта магистральных газопроводов стеклопластиковыми муфтами // Трубопроводный транспорт [Теория и практика]. 2012. №3. С.10-13.

14. Cisilino A.P., Chapetti M.D., Otegui J.L. Minimum thickness for circumferential sleeve repair fillet welds in corroded gas pipelines // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2002. V. 79, №1. P.67-76.

15. Повышение эффективности накладных элементов для ремонта трубопроводов / Л.Р. Абдуллин [и др.] // Башкирский химический журнал. 2006. Т. 13, №5. С.96-97.

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

17. Bruce W.A., Amend W.E. Steel Sleeves vs. Composites for In-Service Pipeline Repair // Welding Journal. 2011. V. 90, №6. P.72-77.

18. Винокуров В.А., Куркин С.А., Николаев Г.А. Сварные конструкции. Механика разрушения и критерии работоспособности / Под ред. Б.Е. Патона. М.: Машиностроение, 1996. 576с.: ил.

19. Хажинский Г.М. Механика мелких трещин в расчетах прочности оборудования и трубопроводов (Изд. 2-е, перераб. и дополн.). М.: Физматкнига, 2008. 256с.: ил.

20. Beghini M., Bertini L. Fatigue crack propagation through residual stress fields with closure phenomena // Engineering Fracture Mechanics. 1990. V. 36, №3. P.379-387.

21. Пономарева И.Н. Остаточные сварочные напряжения при многопроходной сварке стыков трубопроводов // Сварочное производство. 2009. №1. С.7-11.

22. Шафиков Р.Р. Экспериментальное обоснование ремонта магистральных трубопроводов с использованием сварочных технологий без остановки перекачки газа // Территория нефтегаз. 2009. №4. С.48-51.

23. Sabapathy P.N., Wahab M.A., Painter M.J. Numerical models of in-service welding of gas pipelines // Journal of Materials Processing Technology. 2001. V. 118, №13. P.14-21.

24. Wahab M.A., Sabapathy P.N., Painter M.J. The onset of pipewall failure during "in-service" welding of gas pipelines // Journal of Materials Processing Technology. 2005. V. 168, №3. P.414-422.

25. Собачкин А.С. Особенности технологии сварочных работ при ремонте нефтепроводов без остановки перекачки: Автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.03.06. Челябинск, 1991. 20с.

26. Sabapathy P.N., Wahab M.A., Painter M.J. Prediction of burn-through during in-service welding of gas pipelines // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2000. V. 77, № 11. P.669-677.

27. Анализ предельного состояния трубопроводного элемента при сварочной наплавке дефекта утонения / А.С. Миленин [и др.] // Вюник Чершговсько-го державного технолопчного ушверситету. 2014. №1. С.168-173.

28. Зайнуллин Р.С., Воробьев В.А., Александров А.А. Повышение безопасности нефтепродуктопроводов ремонтными муфтами / Под ред. проф. Р.С. Зайнуллина. Уфа: РИО РУНМЦ МО РБ, 2005. 119с.: ил.

29. Galatolo R., Lanciotti A. Fatigue crack propagation in residual stress fields of welded plates // International Journal of Fatigue. 1997. V. 19, № 1. P.43-49.

30. Numerical Simulation of Sleeve Repair Welding of In-Service Gas Pipelines / I.-W. Bang [et al.] // Welding Journal. 2002. №1. P.273-282.

31. Платонов А.Н. Прочность трубопровода в зоне установленной ремонтной муфты: Автореф. дис. ... канд. техн. наук: 13.05.2005, 13.04.2005. Тюмень, 2005. 19с.

32. Influence of multiple sleeve repairs on the structural integrity of gas pipelines / J.L. Otegui [et al.] // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2002. V.79, №11. P.759-765.

33. Effective stress factors for reinforced butt-welded branch outlets subjected to internal pressure or external moment loads / J.P. Finlay [et al.] // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2003. V. 80, №5. P.311-331.

34. Furuhashi I., Watashi K. A Simplified Method of Stress Calculation of a Nozzle Subjected to a Thermal Transient // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 1991. V.45, №2. P.133-162.

35. Guozhong C., Qichao H. Approximate Stress-Intensity Factor Solutions for Nozzle Corner Cracks // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 1990. V. 42, №1. P.75-96.

36. Simplified lower bound limit analysis of pressurised cylinder/cylinder intersections using generalised yield criteria / R. Hamilton [et al.] // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 1996. V. 67, №2. P.219-226.

37. Limit pressure and design criterion of cylindrical pressure vessels with nozzles / Y.-H. Liu [et al.] // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2004. V. 81, № 7. P. 619-624.

38. Strength of a hot tap reinforced Tee junction / F. Nippard [et al.] // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 1996. V. 68, №2. P.169-180.

39. Limit and burst pressures for a cylindrical shell intersection with intermediate diameter ratio / Z.F. Sang, [et al.] // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2002. V. 79, №5. P.341-349.

40. Zengliang G., Liangfeng X., Kangda Z. Fatigue Crack Growth in the Nozzle Corner of a Pressure Vessel // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 1990. V. 42, №1. P.1-13.

41. Григоренко Г.М., Костин В.А. Свариваемость и критерии ее оценки // Сварочное производство. 2012. №10. С.3-10.

42. Разработка и освоение производства труб для сухопутных газопроводов особо высокого давления / А.Б. Арабей [и др.] // Наука и техника в газовой промышленности. 2011. №4. С.8-17.

43. Русакова В.В., Лобанова Т.П. Перспективы применения высокопрочных труб для проектов дальнего транспорта газа // Наука и техника в газовой промышленности. 2011. №4. С.4-7.

44. Сварка и свариваемые материалы: в 3-х т.т. / Под ред. Э.Л. Макарова. М.: Металлургия, 1991. Т.1: Свариваемость материалов. 528с.

45. Исследование особенностей формирования структуры высокопрочных низколегированных сталей диаметра при термомеханической обработке / Т.Н. Круглова [и др.] // Вопросы материаловедения. 2009. №1. С.32-42.

46. Материаловедение: Учебник для вузов / Б.Н. Арзамасов [и др.]; Под общ. ред. Б.Н. Арзамасова, Г.Г. Мухина. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2008. 648с.: ил.

47. Исследование влияния режимов термической обработки соединительных деталей трубопроводов из высокопрочных сталей на изменение прочностных характеристик / Л.А. Ефименко [и др.] // Территория нефтегаз. 2015. №8. С.76-82.

48. Усовершенствование химического состава и технологических режимов производства штрипса К65-К70 (X80-X90) на базе имитационного моделирования / А.А. Круглова [и др.] // Металлург. 2013 №2. С.50-58.

49. Изменение структуры высокопрочной трубной стали класса прочности К70-К80 при варьировании режимов высокотемпературного отпуска после термомеханической обработки / О.В. Сыч [и др.] // Вопросы материаловедения. №2011. №1. С.89-99.

50. Сравнение свариваемости высокопрочных трубных сталей, микролегированных ниобием, ниобием и ванадием / А.В. Назаров [и др.] // Металлург. 2013. №10. С.56-61.

51. Худяков А.О., Данилкин П.А. Обеспечение трещиностойкости сварных соединений толстостенных труб большого диаметра класса прочности К60, К65 // Вестник ЮУрГУ. Серия «Металлургия». 2015. №1. С.96-102.

52. Повышение механических характеристик сварных соединений из стали класса прочности К65 / М.В. Шахматов [и др.] // Сварка и диагностика. 2015. № 5. С.52-55.

53. Исследование структуры высокопрочных сталей X80, X100 и рекомендации по технологиям их сварки / Е.М. Вышемирский [и др.] // Наука и техника в газовой промышленности. 2009. № 4. С.20-31.

54. Емелюшин А.Н., Сычков А.Б., Шекшеев М.А. Исследование свариваемости высокопрочной трубной стали класса прочности К56 // Вестник МГТУ им. Г.И. Носова. 2012. №3. С.26-30.

55. Исследование процессов распада аустенита высокопрочных сталей при многопроходной сварке / Л.А. Ефименко [и др.] // Территория нефтегаз. 2015. №.10. С.104-109.

56. Ефименко Л.А., Шкапенко А.А., Рамусь Р.О. Исследование изменения структуры и свойств в зоне термического влияния сварных соединений высокопрочных трубных сталей // Трубопроводный транспорт [Теория и практика]. 2012. №1. С.2-23.

57. Ольшанская Т.В. Лодягина Т.В. Влияние термического цикла сварки на сопротивление стали 16Г2АФ малоцикловой усталости // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. 2013. №6. С. 15-22.

58. Результаты экспериментального подтверждения расчетной циклической прочности и ресурса конструкций чопов для ремонта магистральных нефтепроводов / А.С. Куркин [и др.] // Сварка и диагностика. 2011. №2. С.33-36.

59. API 1104: Standard for Welding of Pipelines and Related Facilities (USA). 31.10.2001. 79p.

60. Лукьянов В.Ф., Пархоменко А.А., Рогозин Д.В. Оценка усталостной прочности сварных соединений с угловыми швами на основе анализа локального напряженного состояния // Сварка и диагностика. 2010. №1. С.16-19.

61. Экспериментально-расчетное обоснование применения муфтовых технологий ремонта трубопроводов газа компрессорных станций / А.Я. Яковлев [и др.] // Наука и техника в газовой промышленности. 2012. №2. С.61-70.

62. Local collapse of gas pipelines under sleeve repairs / J.L. Otegui [et al.] // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2000. V. 77, № 9. P.555-566.

63. Weld failures in sleeve reinforcements of pipelines / J.L. Otegui [et al.] // Engineering Failure Analysis. 2001. V. 8, № 1. P.57-73.

64. Литвин И.Е., Аликин В.Н. Оценка показателей надежности магистральных трубопроводов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 167с.: ил.

65. Зандберг А.С. Основы проектирования сварных герметизирующих конструкций магистральных трубопроводов. Гладкие стальные чопы // Сварочное производство. 2011. № 1. С.12-16.

66. Компьютерное проектирование и подготовка производства сварных конструкций: Учеб. пособие для вузов / С.А. Куркин [и др.]; Под ред. С.А. Куркина, В.М. Ховова. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002. 464с.: ил.

67. Методика определения геометрических параметров усиленных патрубков трубопроводов / М.А. Курганова [и др.] // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2014. № 1. С.71-76.

68. Сосуды и трубопроводы высокого давления: Справочник / Е.Р. Хисматулин [и др.]. М.: Машиностроение, 1990. 384с.: ил.

69. Зандберг А.С. Напряжения в сварных соединениях и ремонтных конструкциях магистральных трубопроводов. М.: Восход-А, 2008. 215 с.: ил.

70. Биргер И.А. Стержни, пластинки, оболочки. М.: Физматлит, 1992. 392с.

71. Ионов В.Н., Огибалов П.М. Прочность пространственных элементов конструкций. - М.: «Высш. школа», 1972. 752с.

72. Допускаемое давление для заполнения герметичных муфт, используемых при ремонте магистральных трубопроводов / В.И. Махненко [и др.] // Автоматическая сварка. 2011. №8. С.25-30.

73. Пат. 2224169 Российская Федерация. МПК F16L 55/18: Способ ремонта трубопровода и муфта для его осуществления / Шарыгин В.М. [и др.]; Заявитель и патентообладатель ООО «Севергазпром». №2002112542/06; За-яв. 13.05.2002; Опубл. 20.02.2004, Бюл. №5.

74. Пат. 2300045 Российская Федерация. МПК F16L 55/18: Муфта с вкладышем для ремонта трубопровода, транспортирующего текучую среду под высоким давлением / Буле д'Ориа С. (Франция), Слимани А. (Франция);

Заявитель и патентообладатель ЗХ ИНЖИНИРИНГ (Российская Федерация), Сабмин Лимитед (Франция). №200512542/06; Заявл. 24.02.2004; Опубл. 27.05.2007, Бюл. №28.

75. Пат. 2140600 Российская Федерация. МПК F16L 55/172: Устройство для ремонта трубопроводов с помощью муфты / Кушнаренко В.М. [и др.]; Заявитель и патентообладатель Оренбургский государственный университет. №98106819/06; Заяв. 02.04.1998, Опубл. 27.10.1999, Бюл. №30.

76. Пат. 2285192 Российская Федерация. МПК F16L 55/18: Способ ремонта трубопровода и муфта для его осуществления / Воронин В.Н. [и др.]; Заявитель и патентообладатель ООО «Севергазпром». №2004135952/06; Заяв. 08.12.2004; Опубл. 20.05.2006, Бюл. №28.

77. Шарыгин А.М., Кашуба М.И., Романцов С.В. Оценка силовой эффективности ремонта локальных поверхностных дефектов стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой // Экспозиция Нефть Газ. Т.18, №6. С.16-18.

78. Особенности ремонта трубопровода с использованием муфт различных конструкций / Р.А. Харисов [и др.] // Машиностроение и машиноведение. 2015. Т.69, №6. С.74-79.

79. Романцов С.В. Разработка конструкций стеклопластиковых муфт и методов расчета их работоспособности при ремонте газопроводов: Автореф. дис. ... канд. техн. наук: 20.12.2006, 17.11.2006. Ухта, 2006. 23с.

80. Лукьянов В.Ф, Лукьянов А.А. Многослойная ремонтная конструкция (муфта) для восстановления несущей способности стенки магистрального трубопровода // Сварка и диагностика. 2016. №1. С.51-55.

81. Худякова Л.П., Мельникова Н.А. Напряженное состояние ремонтных муфт // Нефтегазовое дело. 2006. №1. С.53-55.

82. Пат. 2240468 Российская Федерация. МПК F16L 55/18: Муфта для ремонта трубопровода и способ ее установки / Шарыгин В.М. [и др.]; Заявитель и патентообладатель ООО «Севергазпром». №2003111096/06; Заяв. 17.04.2003; Опубл. 20.11.2004. Бюл. №32.

83. Опыт внедрения металло-стеклопластиковых муфт с болтовой затяжкой типа РСМ, используемых для ремонта газопроводов на объектах ООО

«Севергазпром» / А.Я. Яковлев [и др.] // Территория нефтегаз. 2007. № 9. С.34-38.

84. Дорофеев М.С. Ремонтная муфта с упругим слоем // Нефть и газ. 2001. №2. С.66-73.

85. Duell J.M., Wilson J.M., Kessler M.R. Analysis of a carbon composite overwrap pipeline repair system // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2008. V. 85, № 11. P.782-788.

86. Зайнуллин Р.С., Воробьев В.А. Ремонтные муфты повышенной работоспособности / Под редакцией академика А.Г. Гумерова. Уфа: РИО РУНМЦ МО РБ, 2005. 84с.

87. Работоспособность трубопроводов с накладными усилительными элементами / В.А. Шмаков [и др.] // Нефтегазовое дело. 2007. №1. С.72-79.

88. Бут В.С., Олейник О.И. Развитие в Украине технологий ремонта дуговой сваркой магистральных трубопроводов в условиях эксплуатации // Автоматическая сварка. 2014. Т.732, № 5. С.42-50.

89. Адиев Р.К. Повышение несущей способности ремонтных муфт металлическими бандажами // Техническая диагностика и ресурс. Матер. Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа: ТрансТЭК, 2001. С.7-11.

90. Адиев Р.К. Повышение и оценка несущей способности цилиндрических ремонтных муфт нефтепроводов: Автореф. дис. ... канд. техн. наук: 26.05.2001, 25.04.2001. Уфа, 2001. 23с.

91. Зандберг А.С. Инженерная оценка конструктивных параметров ремонтных сварных муфт магистральных трубопроводов // Сварка и диагностика. 2009. №6. С.25-29.

92. Оценка несущей способности ремонтных муфт по критериям трещино-стойкости / Л.П. Худякова [и др.] // Нефтегазовое дело. 2006. №1. С.49-53.

93. Николаев Г.А., Винокуров В.А. Сварные конструкции. Расчет и проектирование. Учебник для вузов / Под ред. Г.А. Николаева. M.: Высшая школа, 1990. 446 с.: ил.

94. Казанцев А.Г. Малоцикловая усталость при сложном термомеханическом нагружении. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2001. 248с.

95. Куркин А.С., Макаров Э.Л. Программный комплекс «Сварка» - инструмент для решения практических задач сварочного производства // Сварка и диагностика. 2010. №1. С.16-24.

96. Проблемы экспертизы современных конструкций ответственного назначения / В.И. Махненко [и др.] // Автоматическая сварка. 2013. №5. С.22-29.

97. Механика разрушения: Справочное пособие: В 4-х т.т. / Под общ. ред. В.В. Панасюка. Киев: Наук. думка, 1988. Т.1: Основы механики разрушения. 488с.

98. Новожилов В.В., Кадашевич Ю.И. Микронапряжения в конструкционных материалах. Л.: Машиностроение, 1990. 223 с.

99. Мруз З. Упрочнение и накопление повреждений в металлах при монотонном и циклическом нагружении // Теоретические основы инженерных расчетов. 1983. № 2. С.44-50.

100. Куркин А.С. Применение теории течения и метода конечных элементов // Изв. вузов. Машиностроение. 1988. № 1. С.16-20.

101. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1990. 448с.

102. Куркин А.С., Королев С.А., Пономарев П.А. Анализ причин ограниченного ресурса конструкций для ремонта нефтепровода // Сварка и диагностика. 2014. № 5. С.58-61. (0,75 п.л. / 0,30 п.л.)

103. Куркин А.С., Королев С.А., Пономарев П.А. Повышение ресурса сварных муфт на основе компьютерного моделирования // Наука и образование. Рег. № ФС 77-48211. 2015. №12. С.26-39. РОТ: 10.7463/1215.0828471. (0,81 п.л. / 0,35 п.л.)

104. Куркин А.С., Пономарев П.А. Методы повышения ресурса ремонтных конструкций трубопроводов // Сварка и диагностика. 2016. №4. С.60-63. (0,56 п.л. / 0,35 п.л.)

105. Влияние зазора между трубой и сварной муфтой на циклическую прочность кольцевого шва / П.А. Пономарев [и др.] // Сварка и диагностика. 2015. № 5. С.56-60. (0,94 п.л. / 0,35 п.л.)

106. Анализ работоспособности магистральных трубопроводов, отремонтированных с помощью разрезных муфт / П.А. Пономарев [и др.] // Территория нефтегаз. 2015. №8. С.32-36. (0,56 п.л. / 0,10 п.л.)

107. Куркин А.С., Бровко В.В., Пономарев П.А. Особенности ремонтных конструкций и технологий их сварки при ремонте магистральных трубопроводов без замены трубы. // Журнал нефтегазового строительства. 2015. №1. С.40-43. (0,5 п.л. / 0,15 п.л.)