К ВОПРОСУ О РАЗРУШЕНИИ ТРУБ ПРИ ДЕФЕКТЕ РАСКАТНОЙ ПРИГАР С РИСКОЙ Мокроусов В.И.

АО «Выксунский металлургический завод»


Номер: 9-1
Год: 2015
Страницы: 62-67
Журнал: Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук

Ключевые слова

стальные сварные трубы большого диаметра, критическое давление разрыва трубы, модель упругопластической среды, the welded steel major-diameter pipes, the critical pressure of rupture, the model of elastic-plastic continuum

Просмотр статьи

⛔️ (обновите страницу, если статья не отобразилась)

Аннотация к статье

Предложен критерий определения критического внутритрубного давления, при котором происходит упругопластическое разрушение стенки трубы при дефекте раскатной пригар с риской.

Текст научной статьи

Отечественные магистральные газонефтепроводы. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и газа является важнейшей частью экономики России, которая обладает одним из крупнейших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов: прогнозируемые запасы нефти оцениваются в 44 млрд т, газа - 127 трлн м3. В 2005 г. протяженность российских магистральных трубопроводов металлоемкостью более 50 млн т превышала 241,7 тыс. км, из которых 166 тыс. км - газопроводы, 52,5 тыс. км - нефтепроводы, 21,8 тыс. км - трубопроводы нефтепродуктов и 1,4 тыс. км - аммиакопроводы. По ним перекачивается 100% добываемого газа, 80% добываемой нефти и более 20% продукции нефтепереработки. Рекомендации по снижению числа отказов на газонефтепроводах. Все разрушения российских магистральных газопроводов диаметром 1420 мм по причине стресс коррозии имели место при рабочих напряжениях в стенке трубы на уровне ≥ 70% регламентированного предела текучести стали (РПТС) независимо от поставщика труб. Поэтому уровень допустимых напряжений рекомендуется устанавливать ≤ 65% РПТС. Необходимо ограничивать суммарный уровень «вредных» напряжений, возникающих в стенке трубопровода от действия технологических, монтажно-строительных и геодинамических факторов, величиной ≤ 10% РПТС. Это остаточные напряжения в трубах после их изготовления на металлургических заводах, напряжения от упругого изгиба участков трубопровода на трассах, подвижек земного грунта и всплытия трубопроводов на болотистых участках. Применение малоперлитных сталей с карбонитридным упрочнением и контролируемой прокатки при производстве труб привело к повышению пределов прочности и текучести металла труб. Отношение фактических значений предела текучести к пределу прочности увеличилось с 0,6-0,7 для труб из нормализованных сталей до 0,75-0,9 для труб из сталей контролируемой прокатки. Учитывая повышенную склонность сталей к коррозионному растрескиванию под напряжением при значениях ≥ 0,9, рекомендуется ввести в технические условия на поставку труб ограничение сверху этого отношения величиной 0,85. Большинство разрушений газопроводов диаметром 1420 мм из стали Х70 происходит в зонах, расположенных до 200 мм от продольного сварного шва. Поэтому целесообразно отказаться от применения труб с двумя сварными швами. Для снижения уровня остаточных напряжений в стенках труб рекомендуется на металлургических заводах проводить отпуск труб при температурах 250-300°С в течении 2 часов. Перед нанесением изоляции рекомендуется проводить специальную дробеструйную обработку внешней поверхности труб, создающую слой нержавеющего металла глубиной ≥ 0,5 мм, препятствующего зарождению стресс коррозийных трещин. Кроме того, дробеструйная обработка снижает уровень остаточных напряжений на наружной поверхности труб. Для транспортировки нефти и газа следует более широко применять стекловолокнистые эпоксидные трубы с высокопрочными слоями стальной ленты внутри и толстостенные трубы из полимерных материалов, которые по сравнению со стальными трубами, имеют ряд преимуществ. Прежде всего, они устойчивы к коррозии. Гарантированный срок их эксплуатации не менее 50 лет. Масса полимерных труб почти в 4 раза меньше стальных. Они имеют идеально гладкие поверхности внутренних стенок, предотвращающие парафиновые отложения. Эти трубы не требуют гидроизоляции и катодной защиты, обладают большой гибкостью при укладке на трассе, достаточно высокой прочностью и требуют значительно меньших затрат на техническое обслуживание и ремонт. Производственные дефекты производства труб из стального листа. На отечественных нефтепроводах почти в два раза больше, чем в США и Европе, отказов из-за заводских дефектов и брака строительно-монтажных работ. Поэтому необходимо тщательно изучать причины известных случаев отказа трубопроводов из-за производственного брака. Новейшими мировыми технологиями производства прямошовных одношовных сварных труб большого диаметра по схеме JСОE являются процессы, разработанные фирмой SMS Meer [1-42]. Перед формовкой труб стальной лист правят на многороликовых листоправильных машинах [3, 4, 7-13]. Дефект несплавления сварного продольного шва трубы изучался в [1, 3, 4], вредное влияние остаточных напряжений в стенке стального листа после трубоформовочного пресса на процесс экспандирования трубы - в [2-4], дефект образования гофра продольной кромки стального листа на кромкогибочном прессе изучался в работах [3, 4, 15-27], дефект «точка перегиба» при изгибе стального листа на трубоформовочном прессе - в [3, 4, 29]. Критерий разрыва трубы при дефекте раскатной пригар с риской. Пусть p - внутреннее давление трубы; h и D - толщина стенки и внешний диаметр трубы (h << D), σв - предел прочности материала трубы; a, b и Δ - продольный и поперечный размеры раскатного пригара и глубина пригара в стенке трубы (Δ < h); a1 и Δ1 - максимальные ширина и глубина риски от раскатного пригара (Δ1 ≤ Δ), φ1 и φ2 - углы наклона «продольных осей» пригара и риски, соответственно, к окружности поперечного сечения и образующей трубы (рис. 1). Рис. 1. Дефект раскатной пригар с риской на поверхности трубы Внешняя стенка трубы разрушается, когда максимальные касательные напряжения достигают половины предела прочности σв. Разрушение стенки трубы при дефекте раскатной пригар с риской происходит при достижении в трубе критического давления: где μ = const ≥ 1 - безразмерный коэффициент (определяется экспериментально); коэффициент K1 учитывает концентрацию напряжений в стенке трубы от раскатного пригара с учетом глубины риски, а коэффициент K2 - от ширины и глубины риски. Рис. 2. Сквозное отверстие на внутренней поверхности разорванной трубы (слева) и образец дефекта (справа) Пример разрушения трубы межпромыслового газопровода. На рис. 2 показана разгерметизация стальной трубы межпромыслового газопровода с образованием сквозного дефекта. Рабочее давление в момент инцидента - pразрыва = 4,4 МПа (59% от проектного давления 7,5 МПа). Прочностные и геометрические характеристики трубы - класс прочности К60, диаметр 720 мм, толщина стенки 11 мм, длина 11,59 м, масса 2,251 т, внешнее трехслойное изоляционное покрытие. Дефект раскатной пригар с риской представляет собой локальное утонение стенки трубы размером 110 ´ 50 мм. При разгерметизации трубопровода произошло выпадение пригара с образованием сквозного отверстия размером 20 ´ 25 мм. Гладкий и волнообразный характер поверхности дефекта показывает, что дефект сформировался при температуре, сопоставимой с температурой плавления металла листа, и деформировался при горячей прокатке вместе с листом как единое целое. Размеры и вид сквозного отверстия разорванной трубы свидетельствуют в пользу того, что причиной дефекта раскатной пригар с риской вероятно послужило падение шестигранной гайки типа М12 или М14 на поверхность раскаленного листа при прокатке. До момента вдавливания в горячий лист температура гайки была значительно ниже температуры листа. Валки при прокатке не сразу захватили гайку и от нее на поверхности листа образовалась риска с постепенно увеличивающимися глубиной и поперечным размером. Максимальный поперечный размер риски равен размеру гайки в момент ее вдавливания в лист. Вдавливание гайки в горячий лист было моментальным и привело к локальному повышению температуры металла внутри стенки листа до температуры, сравнимой с температурой плавления металла, и выбросу части полужидкого металла наружу. Это вызвало значительное увеличение размеров дефекта стенки листа в направлении его верхней поверхности. Так как температура «упругой» гайки была еще существенно ниже температуры раскаленного «пластического» листа, гайка легко вдавилась в лист практически на полную толщину листа. После вдавливания гайки в горячий лист, ее температура резко увеличилась и приблизилась к температуре листа. При прокатке гайки с листом как единого целого через несколько валков толщина гайки уменьшилась, а поперечные размеры гайки увеличились и приобрели овальные очертания. Прочностной анализ критических давлений разрушенной трубы. Геометрические и прочностные характеристики разорванной трубы: D = 720 мм, h = 11 мм, σв = 684 МПа, σт = 614 МПа, Δ1 = 3 мм, a = 20 мм, b = 25 мм, a1 = 20 мм, φ1 = 10,4о, φ2 = 34,3о и Δ = 10 мм. Инцидент произошел при рабочем давлении pразрыва = 4,4 МПа. Применяя критерий разрыва трубы при дефекте раскатной пригар с риской (μ = 1), получаем, что критическое давление разрыва трубы равно pshкритич = 4,56 МПа, (pshкритич - pразрыва)/pразрыва =3,6 %. Результаты вычислений показывают, что критерий разрыва трубы при дефекте раскатной пригар с риской хорошо согласуется с эмпирическими данными разрыва реальной трубы. Разрыв рассматриваемой трубы на трассе при рабочем давлении газа 4,4 МПа (4,4 / 20,9 = 21%) и значительные размеры дефекта 110 ´ 50 мм указывают на необходимость улучшения методов ультразвукового контроля и гидроиспытаний труб на заводах-изготовителях листа и трубы с целью недопущения подобных дефектов. Автор выражает благодарность научному руководителю, профессору, д.ф.-м.н. Владимиру Николаевичу Шинкину (НИТУ «МИСиС») за обсуждение статьи и ценные замечания.

Научные конференции

 

(c) Архив публикаций научного журнала. Полное или частичное копирование материалов сайта возможно только с письменного разрешения администрации, а также с указанием прямой активной ссылки на источник.