Разработка методов оценки работоспособности трубопроводов компрессорных станций при наличии дефектов

• Автор: Заец, Анатолий Федорович
• Шифр специальности: 05.15.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1998
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 127 с.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ОЦЕНКА РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ КОМП-
РЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ - АКТУАЛЬНАЯ ЗАДАЧА ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
1.1. Анализ работоспособности технологических трубопроводов
1.2. Обзор литературы по методам расчета трубопроводов КС
1.2.1. Статический расчет
1.2.2. Динамический расчет
1.2.3. Поверочные расчеты трубопроводов обвязки КС,
находящихся в эксплуатации
1.3. Конструктивные и технологические решения обвязок трубопроводов компрессорных станций
1.4. Цель и содержание диссертации
ГЛАВА 2. НАТУРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ ПРИ НАЛИЧИИ ДЕФЕКТОВ (НА ПРИМЕРЕ КС «ЮБИЛЕЙНАЯ»
2.1. Постановка задачи исследований
2.2. Методика натурных исследований трубопровода с
дефектами (цех № 4 КС «Юбилейная»
2.3. Натурные испытания дефектного участка трубопровода
2.4. Определение фактических механических характеристик металла участка трубопровода с дефектами
2.5. Исследования напряженного состояния и оценка
долговечности трубопроводов с дефектами
2.6. Результаты натурных исследований технологической
обвязки агрегатов №4и определение ресурса

ГЛАВА 3. ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ДЕФЕКТОСКОПИИ б
3.1. Постановка задачи
3.2. Методы прочностных расчетов трубопроводов,
имеющих дефекты
3.3. Расчеты трубопровода с дефектами на циклические
нагрузки
3.3.1. Схематизация реальных циклов нагружения
3.3.2. Применение принципа суммирования повреждений
3.3.3. Критерии прочности при малоцикловом нагружении
3.3.4. Критерии трещиностойкости элементов трубопроводов по отношению к усталостным трещинам
3.4. Определение несущей способности трубопроводов
цеха № 4
3.5. Методы расчетов трубопроводов с повреждениями
на циклические нагрузки
ГЛАВА 4. МЕТОДЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ТРУБОПРОВО-
ДОВ, ИМЕЮЩИХ Д ЕФЕКТЫ НА ПОВЕРХНОСТИ
4.1. Постановка задачи
4.2. Анализ существующих методов, применяемых при
восстановлении магистральных трубопроводов
4.3. Способ восстановления трубопроводов компрессорной станции
4.4. Натурное испытание трубопровода с использованием предложенного способа
Сводка результатов и выводы
Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы. Технологические трубопроводы компрессорных станций относятся к наиболее ответственным трубопроводам газотранспортной системы. Их отличают сложная конструкция, высокий уровень монтажных и эксплуатационных нагрузок, повышенные требования по безопасности, предъявляемые к объектам высокого давления газа. В связи с этим эти объекты отнесены по линии Госгортехнадзора к высокой категории сложности (категория В), что связано также с близостью компрессорных станций к крупным населенным пунктам.
С увеличением сроков эксплуатации в технологических трубопроводах могут возникать различного рода дефекты, вызванные нерасчетными ситуациями, ошибками при строительстве, коррозионными воздействиями, непрогнозируемыми изменениями гидрогеологических условий и т.п. Кроме того, в обвязках имеется ряд мест значительной концентрации напряжений (тройники, отводы, крановые узлы и т.д.), в которых открытые или поверхностные дефекты мшуг развиваться в условиях переменных нагрузок, включая вибрации 'трубопроводов. Проектные расчеты и натурные измерения свидетельствуют о том, что уровень напряженно-деформированного состояния обвязочных трубопроводов КС выше, чем на линейной части газопроводов и в номинальных режимах достигает 0,72 предела прочности труб. Из практики эксплуатации известен ряд аварий на компрессорных станциях с тяжелыми последствиями, причиной которых были дефекты в трубопроводных обвязках.
Таким образом, задача по разработке методов оценки работоспособности обвязочных трубопроводов, имеющих дефекты, является актуальной. Решение этой задачи позволит как на стадии эксплуатации, так и этапе проектирования получить научную основу для расчетов прочности, несущей способности обвязочных трубопроводов в условиях сложного нагружения, оценки их остаточного ресурса для конкретных условий, а также даст возможность для теоретического обоснования новых методов и средств по восстановлению участков трубопроводов, имеющих дефекты.
Тем самым, за счет решения этой задачи может быть повышен уровень надежности и безопасности эксплуатации объектов компрессорных станций.

Давление, при котором выдерживается испытательное напряжение, определяется формулой
р, 2.5-.С—,= 2-16,5.43.92 _
п-Двн, 1
здесь 8С1 - толщина стенки; 11 - коэффициент перегрузки по
давлению, Двн. - внутренний диаметр трубы; Рисп. - максимальное значение испытательного давления
Расчет проведен без учега дефектов на трубе, при этом выбрано
Рисп. — 130атм, что ужесточает условия эксперимента.
Согласно расче!у избыточное давление в трубе было поднято с 0 атм до 130 атм и выдержано в течение 6,5 часов (рис. ). При этом показания тензодатчиков зафиксированы при Р = 0, Р = 145 агм при подъеме и в конце выдержки, а также при сбросе давления и сведены в таблицу № 7. Визуально на трубе не отмечено никаких изменений и при измерениях величины дефектов не обнаружено их роста.
Для ужесточения условий эксперимента следующий подъем давления осуществлен до величины РИсп. = 147 атм и выдержан в течение 3 часов. Величина максимального давления 147 атм задана исходя из условия, то минимальная толщина стенки трубы 8 = 12 мм. Это условие учитывает наличие дефекта (максимальная глубина раковины равна 4,5 мм), а величина максимального напряжения аисп. Задана равной минимальному пределу прочности металла трубы ОИСп. = 60,8 кг/мм2 исходя из сертификатных данных поставки
„П 2-12-60,
Рисп = - 147атм

При расчете не учтен коэффициент перегрузки по давлению, что идет в запас прочности конструкции.