Влияние длительной эксплуатации на напряженное состояние технологических трубопроводов обвязок компрессорных станций

Для транспортировки природного газа на большие расстояния и в необходимом количестве строятся магистральные газопроводы (МГ) и компрессорные станции (КС). КС располагаются от газовых месторождений до потребителей, в зависимости от рельефа местности, через каждые 80−180 км.

Современная компрессорная станция — это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. В состав КС могут входить один или несколько компрессорных цехов (КЦ), имеющие, в зависимости от типа и мощности, от трех до девяти (на примере ООО «Тюментрансгаз») газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

В состав основного технологического оборудования КЦ входят: узел подключения компрессорного цеха к магистральному газопроводу, камеры запуска и приема очистного устройства МГ, установка очистки технологического газа, газоперекачивающие агрегаты, установка охлаждения технологического газа, запорная арматура, установка подготовки пускового и топливного газа, установка подготовки импульсного газа, различное вспомогательное оборудование. Все это оборудование соединено между собой технологическими трубопроводами (ТТ) обвязки компрессорного цеха.

Технологическая обвязка (ТО) компрессорного цеха предназначена для:

— приема на КС технологического газа из МГ;

— очистки технологического газа от механических примесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;

— распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;

— охлаждения газа после компримирования в АВО газа;

— вывода КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке;

— подачи газа в МГ;

— транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;

— при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов КЦ через свечные краны. /1/.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей (ЦБН), используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА: /2/.

— схему с последовательной обвязкой, характерную для неполнонапорных нагнетателей;

— схему с параллельной коллекторной обвязкой, характерную для полнонапорных нагнетателей.

Одной из важнейших эксплуатационных, характеристик компрессорного цеха является его надежность. Однако, как показывает практика — абсолютно надежного оборудования человечество еще не придумало. Не часто, но отказы в работе компрессорных станций случаются.

Опыт эксплуатации газопроводов показывает, что наиболее тяжелые последствия отказов газотранспортной системы связаны с авариями в зоне компрессорных станций, включающие технологические (обвязочные) трубопроводы компрессорных цехов. Отказы элементов трубопроводов компрессорных цехов являются следствием высоких действующих нагрузок, возникающих при эксплуатации. /3/. Они способствуют: зарождению, накоплению и развитию дефектов или понижению надежности соответствующих элементов конструкции, в особенности с большим (более 20-ти лет) сроком эксплуатации.

Увеличение сроков наработки эксплуатируемых компрессорных станций, а также существующие требования безопасности эксплуатации делают необходимыми обследования технического состояния трубопроводов КС с целью подтверждения возможности их дальнейшей эксплуатации (продления срока эксплуатации)./4/. По данным за 1993;1998 годы на компрессорных цехах, оснащенных центробежными нагнетателями, на 14-ти газотранспортных предприятиях произошло 78 отказов оборудования, большая часть из которых связана с аварийными остановками компрессорных цехов и агрегатов. Из них 69% отказов было связано с авариями на технологических трубопроводах.

В то же время, уже по данным за 2001 — 2006 годы на компрессорных цехах, оснащенных центробежными нагнетателями, на 12-ти газотранспортных предприятиях произошло 62 отказа оборудования, большая часть из которых связана с аварийными остановками компрессорных цехов и агрегатов. И только 33% - 21 отказ связано с авариями на технологических трубопроводах. 151.

Более чем 50% снижение отказов на технологических трубопроводах. связано с организацией и внедрением с 1998 года во всех газодобывающих и газотранспортных организациях целевой системы диагностического обследования оборудования КС ОАО «Газпром» /6/.

Безопасность работы технологических трубопроводов определяется действием нескольких факторов — стабильностью механических свойств материала трубопроводов или сохранением их исходного уровня (отсутствием эффектов потери исходной прочности и пластичности, вызванных влиянием эксплуатации), отсутствием дефектов, которые могли появиться вследствие действия эксплуатационных факторов за время наработки, а также напряженным состоянием трубопроводов или нагрузкой, зависящей от совокупности действия нескольких факторов — как рабочей нагрузкой от давления газа, так и суммой остаточных напряжений, накопившихся за время эксплуатации. 111.

Отказ эксплуатируемых трубопроводов либо непосредственно связан с действием непроектной нагрузки динамического или статического характера в качестве определяющей причины отказа, либо обусловлен наличием дефектов, как правило, связанных с возникновением непроектной нагрузки. Принципиально отметить, что действие непроектных нагрузок предшествует моменту возникновения отказаданные события разделены значительным промежутком времени, и опасная ситуация могла бы быть обнаружена во время целенаправленного диагностического обследования напряженного состояния соответствующего оборудования. Поэтому изучение влияния длительной эксплуатации на напряженное состояние /8/ трубопроводов КС с целью оценки возможности их дальнейшей эксплуатации является достаточно актуальной задачей в плане обеспечения энергетической безопасности системы газоснабжения.

Напряженное состояние эксплуатируемого трубопровода, определяющее его прочностную надежность, зависит от нескольких источников нагрузки — в общем случае от суммы исходных («доэксплуатационных») напряжений, рабочих напряжений от внутреннего давления газа, а также накопленных остаточных напряжений, возникающих в ходе эксплуатации трубопровода. Поэтому основными задачами при оценке напряженного состояния трубопроводов является определение уровня и характера распределения фактически действующих напряжений, определение происхождения обнаруженных напряжений, в особенности их максимальных значений, и схемы напряженного состояния, а также оценка дальнейшей безопасности эксплуатации обследованной конструкции (сопоставления допустимых и фактически действующих напряжений).

В настоящее время признано, что основной причиной возникновения непроектных нагрузок для системы технологических трубопроводов обвязки КС, расположенных в северных регионах, является грунтовая неустойчивость /9/ участка станции, что приводит к нарушению проектного положения элементов конструкции (смещению, просадке и выпиранию опор). /10/. Действие данного фактора, с увеличением срока наработки КС, усиливается, что делает необходимым обследование напряженного состояния обвязки путем оценки смещения фактического положения элементов трубопроводов относительно исходного их положения («нулевого» отсчета). В этом случае основным экспериментальным способом оценки напряженного состояния обвязки при обследовании являются геодезические измерения (нивелирование) /11,12/, позволяющие измерить среднюю деформацию в минимально допустимом количестве контрольных точек обвязки. Однако, данный способ не может принять во внимание наличие, характер распределения и уровень остаточных (технологических и других) напряжений, присутствующих в трубах обвязки до начала эксплуатации компрессорного цеха. Другим недостатком использования геодезических измерений является наличие в обвязке сложно-напряженного (неоднородного) состояния, обусловленного использованием при изготовлении труб сварочных и деформационных технологий, как правило, без применения общей термообработки для снятия внутренних технологических напряжений, в качестве финишной операции. Сказанное относится, прежде всего к электросварным трубам из стали контролируемой прокатки со сроком наработки 15−20 лет, широко использованным при массовом строительстве единой системы магистральных газопроводов. /13,14/. Применение тензометрии /15/ в сочетании с последовательным разделением объекта исследования (разрушающим методом) позволяет получить достаточную точность обследования для количественного определения напряженного состояния трубных поверхностей, однако отличается значительной трудоемкостью и требует повреждения измеряемой поверхности. Из сказанного следует, что способ обследования напряженного состояния обвязки КС должен удовлетворять следующим требованиям:

— обследование должно проводиться неразрушающим методом, удобным для оперативного использования в полевых условиях применительно к трубопроводам обвязки КС;

— применяемый метод обследования должен определять уровень и распределение статических напряжений, присутствующих на трубной поверхности, независимо от их происхождения (внутренних, остаточных или внешних приложенных);

— локальность метода измерения напряжения должна позволять реализовать его для труб, испытывающих неоднородное напряженное состояние.

Поэтому в настоящей работе оценка уровня и распределения напряжений на обследуемой трубной поверхности выполнялась с использованием магнитного метода, основанного на свойстве ферромагнитных материалов изменять магнитные характеристики (намагниченность или магнитную проницаемость) под действием механических напряжений. /16/. При этом для материалов с положительной магнитострикцией магнитная проницаемость в направлении действия растягивающих напряжений увеличивается, что позволяет с помощью магнито-анизотропного датчика определять знак и уровень ориентированных напряжений по изменению сигнала датчика в сравнении с ненапряженным материалом.

Задачей настоящей работы являлось определение напряженного состояния технологических трубопроводов обвязки центробежных нагнетателей после длительной (около 20 лет) наработки, начиная с исходного состояния труб до начала эксплуатации.

Целью настоящей работы являлось последовательное сравнение напряженного состояния технологических трубопроводов, начиная с исходного состояния труб до начала эксплуатации без давления газа, с давлением газа и далее до более 20 лет длительной эксплуатации, обвязки центробежных нагнетателей и оценка возможности их безопасной дальнейшей эксплуатации.

Объектом исследования послужили компрессорные станции Общества с ограниченной ответственностью «Тюментрансгаз». Работа состоит из пяти глав.

В первой главе изложена использованная методика определения параметров напряженного состояния элементов трубопроводов с помощью накладного магнито-анизотропного датчика, устанавливаемого на трубную поверхность в выбранных контрольных точках для измерения величины и знака действующих ориентированных напряжений в трубных сталях класса К50-К65, использованных для калибровки датчика.

Вначале, объектом исследования в настоящей работе, служили изолированные трубы до их монтажа в конструкцию обвязки, что позволило оценить исходное состояние трубных элементов обвязки, включая уровень и характер распределения внутренних напряжений. На следующем этапе обследованию подвергалась система технологических трубопроводов после окончания ее монтажа до начала эксплуатации. Результаты данного обследования характеризуют напряженное состояние обвязки нагнетателя с учетом суммы технологических напряжений труб, а также последствий строительства компрессорного цеха. Заключительный этап обследования обвязки выполнялся после достаточно длительной эксплуатации КС, отражая последствия эксплуатационного воздействия и последовательность изменений исходного состояния, а также выявляя происхождение и причины действовавших нагрузок. Полученные при комплексном обследовании напряженного состояния технологических трубопроводов данные использовались для сравнения с допустимым уровнем напряжений, регламентированным СНиП 2.05.06−85. /17/.

На основании результатов определения параметров напряженного состояния в выбранных трубных сечениях произведена оценка наиболее нагруженных зон трубопроводов с целью дефектоскопии указанных мест и отбора темплетов для лабораторных исследований структуры и механических свойств трубного металла (ГОСТ 1497−8'-, ГОСТ 28 840–90).

Вторая глава содержит результаты обследования напряженного состояния неэксплуатированных труб (изолированных единичных труб, а также после их сборки в конструкцию обвязки компрессорного цеха до начала его эксплуатации). Оценка исходного напряженного состояния «изолированных» прямошовных электросварных труб, используемых для технологических трубопроводов обвязки КС, выполнена на хранящихся трубах аварийного запаса в состоянии до эксплуатации. Исходный уровень напряжений, присутствующих в конструкции обвязки цеха в целом (в коллекторах нагнетателей, циклонных пылеуловителях, АВО газа) до начала эксплуатации цеха, измерен в 45 сечениях трубопроводов обвязки нагнетателей, 48 сечениях для АВО газа и 10 сечениях пылеуловителей КЦ-4 Сосьвинского ЛПУ.

Рассмотрено изменение напряженного состояния трубной плети /18/ при ее нагружении (гидроиспытании) внутренним давлением в результате наложения внешних на остаточные внутренние напряжения.

В третьей главе излагаются результаты обследования действующих технологических трубопроводов КЦ-5, 7, 8 КС Краснотурьинская (после наработки около 20 лет), в ходе которого оценивалось напряженное состояние трубопроводов и проводился дефектоскопический контроль поверхности труб (в период остановки цеха и в период эксплуатации).

На основании результатов проведенного обследования предложена система обобщенных показателей напряженного состояния трубопроводов обвязки нагнетателя, позволяющая сравнивать состояние различных функциональных трубопроводов, разных нагнетателей в пределах компрессорного цеха, основанная на выделении вида, положения и показателей состояния наиболее напряженного функционального трубопровода.

Глава четвертая посвящена оценке «остаточного» напряженного состояния ЬСЦ-3 КС Краснотурьинская, выведенного из эксплуатации после максимальной наработки 24 года, в состоянии без рабочей нагрузки и при гидравлических испытаниях давлением до 60 кгс/см2.

В главе пятой рассмотрен вопрос стабильности (представительности) показателей напряженного состояния технологических трубопроводов обвязки, выявляемых при разовом обследовании. Оценка стабильности напряженного состояния технологических трубопроводов в ходе эксплуатации выполнена путем сравнения результатов обследования надземной части обвязки нагнетателей КЦ-3 Бобровской КС в 2001 и 2004 гг. в сопоставлении с результатами обследования КЦ-2, находящегося без рабочего давления.

В заключение работы даны основные выводы, обобщающие результаты проведенных исследований.

Использование магнитных свойств металла труб газового назначения для оценки напряженного состояния.

Напряженное состояние трубопровода, находящегося в обвязке компрессорного цеха, определяется, как правило, суммарным влиянием внешних приложенных напряжений, напряжений от внутреннего давления и уровнем остаточных напряжений технологического и эксплуатационного характера. При этом величины перечисленных составляющих напряженного состояния MOiyr быть сопоставимы между собой. Так, исследования напряженного состояния трубной поверхности с использованием тензометрии — методами последовательного разделения трубы, а также сверления, подтверждают наличие на трубной поверхности участков высоких остаточных напряжений, имеющих неравномерное распределение по периметру трубы, величина которых может достигать до 0,5 от значения предела текучести материала (рис.1). Соответственно, и деформационное поведение участков с разным уровнем остаточных напряжений также отличается значительной неравномерностью при нагружении трубы внутренним давлением. Установлено /19/, что соседние участки трубной поверхности при нагружении внутренним давлением могут испытывать деформацию, практически вдвое отличающуюся по величине, что з условиях однородного напряженного состояния могло бы означать либо разное давление испытания, либо разную толщину стенки трубы. Указанное обстоятельство — неравные деформации (по данным тензометрии) в соседних точках поверхности — вызвано исходными остаточными напряжениями технологического происхождения, имеющими неоднородное распределение по поверхности и толщине стенки трубы. В связи с этим до начала эксплуатации трубы целесообразно проведение аттестации поверхности стенки трубы для оценки уровня и характера распределения остаточных напряжений.

Использование тензометрии в сочетании с разрушающим методом дает достаточную точность измерений и определенность количественных оценок напряженного состояния трубной поверхности. Однако эти методы обладают одним существенным недостатком — это трудоемкость, которая к тому же требует либо полного разрушения трубы (метод разделения), либо частичного повреждения (метод сверления).

Поэтому в настоящей работе был выбран способ оценки уровня и распределения напряжений на поверхности труб магнитным методом /20,21,22,23,24,25/ позволяющим проводить измерения с меньшими трудозатратами и, следовательно, увеличить объем проконтролированных объектов.

Для обследования применялся магнитоэнизотропный датчик, прототипом которого был разработанный Мехонцевым Ю. А. /26/ датчик, представляющий из себя систему двух «П» — образных сердечников с базой 14 мм., развернутых под углом 90° относительно друг друга (рис. 2), на каждом из которых намотаны возбуждающие и индикаторные катушки. Возбуждающие катушки запитывались переменным током с частотой 1 ООО Гц, а сигнал с измерительных катушек после выпрямления подавался в схему, оценивающую разность величины сигналов (в милливольтах) в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Последовательность действий при измерениях заключалась в следующем: датчик устанавливался полюсами на поверхность испытуемого металлического изделия так, чтобы направление поля одной катушки совпадало с направлением действующих напряжений, а на второй катушке поле, соответственно, ориентировано поперек направления действия напряженийна первичные обмотки обеих катушек датчика подавалось переменное напряжение и регистрировался сигнал на вторичной обмотке. Принцип действия этого метода основан на свойстве ферромагнитных материалов, изменять магнитные характеристики (намагниченность и магнитную проницаемость) под действием механических напряжений. При этом для материалов с положительной магнитострикцией, к которым принадлежит трубная сталь, магнитная проницаемость в направлении действия растягивающих напряжений увеличивается. Изменение ЭДС на вторичной обмотке датчика отражает изменение магнитной проницаемости, что позволяет определять знак напряжений по соответствующему изменению выходного сигнала датчика в сравнении с ненапряжелным материалом.

На рисунке 3 приведены характерные зависимости выходного сигнала для магнитного датчика (одна «П» — образная катушка) от упругих напряжений растяжения и сжатия при установке датчика как вдоль, так и поперек продольной оси образца /27/. Зависимость, полученная при установке датчика, когда большая часть магнитного потека совпадает с направлением упругих напряжений в образце (продольный эффект), имеет характерный вид — в области растягивающих напряжений сигнал вначале растет, затем, достигнув максимума, убывает. В области сжимающих напряжений сигнал датчика монотонно убывает. Поперечный эффект характеризуется зависимостью, отличающейся от описанной знаком и уровнем напряжений сжатия, при которых выходной сигнал датчика, достигнув максимума, начинает уменьшаться. В магнито-анизотропном датчике использованы две «П» — образные катушки, развернутые относительно друг друга на 90° и регистрирующие изменения свойств в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Зависимость величины сигнала от уровня напряжений для двух взаимно — перпендикулярных направлений учитывается одновременно путем алгебраического вычитания значений сигнала этих катушек. Результирующая зависимость носит симметричный и нелинейный характер и имеет вид, представленный на рисунке 3.

Выполнена проверка применимости магнито-анизотропного датчика для измерения напряжений на образцах. Образцы для испытаний были изготовлены из металла труб, используемых при строительстве магистральных газопроводов. /28,29/. Это низколегированные стали типа 09Г2С, 17Г1С, 10Г2БФ, Х65, имеющие близкий химический состав и механические свойства, и углеродистая сталь 20. Образцы вырезались из стенки труб 1420×15,7 мм. и имели размеры 15,7×80×300 мм., при этом длинная сторона образца располагалась в кольцевом направлении по стенке трубы. Образцы со стали 20 были изготовлены из листового проката. Все образцы предварительно термообрабатывались по режиму высокого отпуска с нагревом на температуру 600° С и выдержкой при указанной температуре 2 часа для снятия остаточных напряжений и соответствующему выравниванию магнитных свойств по длине образца.

Испытания выполнялись нагружением образцов по схеме «чистого» изгиба в интервале напряжений до (-450-И50) МПа с одновременным контролем магнитных свойств материала. Датчик устанавливался на поверхности образца, как со стороны растяжения, так и со стороны сжатия (рис. 4) — между нагружающими роликами. Результаты испытаний образцов разных сталей в виде зависимости «величина сигнала, MB — расчетное напряжение» представлены на рисунке 5. Видно, что и без внешней нагрузки показания прибора на образцах отличаются. Это обстоятельство может отражать величину начальной магнитной проницаемости материалов, отличающейся в зависимости от химического и фазового состава образцов. Результаты измерений на данных образцах в зависимости от величины нагрузки различаются в пределах до ±130 МПа для низколегированных сталей. Для образцов из стали 20 отличия заметно выше. Суммирование результатов измерений для группы исследованных низколегированных сталей позволяет получить общую калибровочную кривую (рис. 6). Это означает, что без дополнительной оценки марки и свойств трубных сталей возможно проведение оценки напряженного состоянгя трубы с указанной погрешностью измерений — до ±130 МПа в зависимости от величины нагрузки. Уточнение (уменьшение погрешности) возмсжно либо путем отбора проб от трубы и дополнительного определения свойств металла испытанием образцов, либо определением поправки в величине сигнала преобразователя на разгруженном участке трубы.

На рисунке 7 приведены графики, показанные на рисунке 5, с поправкой на величину сигнала при нулевом уровне нап] «яжений. Видно, что кривые (за исключением Ст. 20) на графике идут достаточно близко и имеют близкий наклон к оси. Это означает, что основное различие в величине сигнала для разных исследованных сталей связано с исходной величиной сигнала при «нулевом» уровне напряжений. При учете поправки на исходное значение сигнала общая калибровочная кривая для группы трубных сталей будет иметь погрешность ниже и в пределах до ±80 МПа. Сталь 20 по сравнению с группой испытанных трубных сталей имеет более низкие прочностные свойства и по сравнению с ними является более магнитомяг-кой. /30/. Отличия в свойствах образцов стали 20, показанные на рисунках 5 и 7, достаточно значимы, поэтому для практического использования целесообразно пользоваться отдельной калибровкой.

При сравнении результатов измерений на с'/адии нагружения и разгрузки проявляется магнитомеханический гистерезис: градуировочная кривая при нагружении металла не совпадает с градуьровочной кривой на участке разгрузки (рис. 8). Отличие по уровню расчетных напряжений при одном значении сигнала датчика относительно невелико и составляет до 1015 МПа при нагружении образца в упругой области. Соответственно, при замерах на конструкции возникнет неопределенность — либо до момента измерения металл участка нагружался, либо нагрузка на него снижалась. Для дальнейших практических оценок, выполненных в работе, гистерезис не учитывался, и использовалась только кривая, полученная на стадии на-гружения, поскольку при оценке условий эксплуатации важен, главным образом, сам факт нагружения конструкции и возможность возникновения непроектных повышенных напряжений.

Выполнена проверка возможности использования магнито-анизотропного датчика для оценки напряженного состояния труб. Как выше указывалось, в исходном состоянии труба может иметь остаточные технологические напряжения, отличающиеся в соседних точках по величине и знаку и созданные в процессе прокатки и формовки трубы. Эксплуатация трубы добавит в исходную картину напряженног о состояния напряжения от внутреннего давления и напряжения, связанные с конструктивными особенностями монтажа трубы. В результате получим достаточно сложную картину распределения напряжений в стенке трубы. Так, например, проверка состояния поверхности трубы 1420×15,7 мм., изготовленной на Хар-цызском трубном заводе из стали типа 09Г2С с применением метода контролируемой прокатки (свойства по сертификату — временное сопротивление разрушению 620 МПа, предел текучести 470 МПа) показала наличие неоднозначной картины напряженного состояния В данном случае измерения на трубах проводились по периметру трубы с наружной и внутренней стороны и регистрацией сигнала в каждом положении. Преобразователь устанавливался так, что ориентация направления «растяжение — сжатие» при измерениях соответствовала кольцевому направлению. В результате получена сложная картина магнитного рельефа по периметру трубы (рис. 9) с чередованием в локальных точках максимумов и минимумов сигнала датчикас амплитудой сигнала от -250 до +3C0 МПа, определенной по градуировочной кривой — (рис. 5), что практически соответствовало по характеру картине остаточных напряжений по данным тензометрии (рис. 1). Однако оценка среднего уровня сигнала датчика показала, что его величина имеет достаточно низкие значения, не превышающие 10−15% от уровня максимальных значений. Низкий уровень средних напряжений в отсутствие внешней нагрузки является, по-видимому, следствием компенсации остаточных технологических напряжений в пределах одной трубы, то есть определенно указывает на происхождение остаточных напряжений.

В условиях эксплуатации при нахождении трубы в составе технологической обвязки картины распределения напряжений бывают, как правило, несимметричны (рис. 10). Данное отличие в состоянии труб может объясняться следствием эксплуатационного воздействия (например, изгиба), что вызвано взаимным влиянием соседних элементов г конструкции.

Изгиб трубопровода приводит к дополнительному возникновению неоднородности распределения напряжений конструкционного происхождения в сечении трубы. Поэтому при использовании картины распределения напряжений для получения определенных оценок величины внешнего воздействия целесообразно разбить сечение трубопровода на 4 сектора с центрами (по условному циферблату) 0, 3, 6 и 9 часов (рис. 9 и 10), что дает возможность количественно оценивать воздействие от горизонтальной или вертикальной составляющей приложенной внешней нагрузки.

Для снижения погрешности измерений на тоубе, находящейся в обвязке компрессорного цеха, калибровка дополнительно уточнялась следующим путем. Выполнялись контрольные измерения на трубах каждой номенклатуры из числа используемых в обвязке, чо находящихся в запасе вне конструкции и, соответственно, не испытывающих воздействия от внешних напряжений, то есть ненагруженных. В этом случае определялся средний уровень сигнала прибора, который прирчвнивался нулевому значению напряжений. Величина установленного при проверке среднего уровня сигнала прибора вычиталась из результатов определения величины напряжения в контрольной точке и, откорректированное указанным способом значение напряжений, использовалось для последующих оценок напряженного состояния. В крайнем случае, при отсутствии труб требуемой номенклатуры в запасе калибровка уточнялас ь с помощью выбора условно разгруженного участка (например, сечения на протяженном незакрепленном участке трубы), средний уровень напряжений которого приравнивался нулевому значению, если внутреннее давление отсутствовало.

Таким образом, методически использование магнито-анизотропного датчика для измерения напряжений на трубах технологической обвязки включало следующие этапы:

— Калибровка датчика при механических испытаниях образцов трубных сталейпостроение зависимости «величина сигнала — напряжение» по данным, полученным при нагружении.

— Измерения на поверхности металла труб, находящихся в обвязке ксмпрессорного цеха выполнялись на расстоянии не менее 20 см. от сварных стыков. Процедура измерений заключалась в последовательном перемещении преобразователя по поверхности трубы с удаленной изоляцией и очищенной от загрязнений в кольцевом направлении с шагом 10 см. и выполнением с указанной периодичностью контрольных замеров. Площадь зоны контроля при единичном замере около 200 мм².

— Определение уровня напряжений проводилось в соответствии с предварительно выполненной на полномасштабных образцах трубных сталей калибровкой прибора. Дополнительно калибровка проверялась путем анализа полного объема результатов измерений на трубах каждой номенклатуры, использованной в обвязке, или на трубах, находящихся в запасе вне конструкции. В этом случае определялся средний уровень сигнала прибора, который приравнивался нулевому значению напряжений, если калибровка проверялась на трубе из запаса, или величине продольных напряжений от внутреннего давления, если калибровка проверялась оценкой совокупности данных измерений труб, находящихся в обвязке. Величина установленного при проверке среднего уровня сигнала прибора вычиталась из результатов определения величины напряжения в точке и, откорректированное указанным способом значение напряжений использовалось для последующих оценок напряжс иного состояния.

2.3.5.

Заключение

.

Оценка напряженного состояния цеха № 4 Сосьвинского Jill У, выполненная в ходе его строительства и монтажа, позволила оценить фактический уровень действующих напряжений в трубопроводной обвязке до начала эксплуатации. Было измерены напряжения в 45 сечениях трубопроводов обвязки нагнетателей, 48 сечениях трубопроводов АВО газа и 10 сечений пылеуловителей. Обследование позволило отметить ряд особенностей напряженного состояния нового цеха.

— Установлено, что до начала эксплуатации взличина продольных напряжений конструктивного характера не превышает нигде допустимого уровня и обеспечивает относительно высокий коэффициент запаса прочности по пределу текучести материала, равный ке менее 2,5−3.

— Остаточные технологические напряжения имеют неравномерные распределение по сечению и могут в отдельных местах измерений достигать величины близкой пределу текучести материала.

— В ходе монтажа трубопроводной обвяз! си происходит перераспределение средних напряжений — уменьшение и повышение уровня, с общей тенденцией к повышению уровня напряжений и увеличению числа мест, на которых обнаруживается рост напряжений.

— Напряжения, связанные с конструктивными факторами, имеют сходное распределение по трубопроводам обвязки для различных т/а или секций аппаратов одного цеха. Однако при общем сходстве напряженного состояния трубопроводной обвязки на разных машинах или аппаратах в пределах цеха возможны единичные отклонения в степени изменения (прироста) конструктивных напряжений, связанные с особенностями процесса монтажа конструкции.

— Характер распределения напряжений в сечениях трубопроводной обвязки нагнетателей выявил конструктивную особенность, которая заключается в проявлении преимущественно схем однородного растяжения или сжатия в сечениях трубопроводов. Распределение напряжений, соответствующее изгибу, практически отсутствует, что может быть следствием полностью надземного исполнения конструкции ТПО при относительно свободном размещении трубопроводов на опорах.

2.4. Показатели НДС элементов обвязки и идентификация источников нагрузки.

2.4.1. Определение действия источников нагрузки на напряженное состояние труб ТПО.

Приведенные в разделе 2.2 данные показывают, что напряженное состояние неэксплуатированных труб характеризуется существенной неоднородностью остаточных напряжений технологического происхождения, связанных, прежде всего со стадией формовки тела трубы. Помимо данного («первичного») источника возникновения остаточных напряжений на напряженное состояние технологических трубопроводов могут влиять стадии монтажа и строительство системы обвязки. Получаемые при обследовании первичные данные о напряженном состоянии конкретного сечения трубы могут быть представлены в табличной форме (в виде значения напряжений в точках обследования) или в графическом виде (круговой диаграммы обследованного сечения). В любом случае представляется целесообразным обобщение полученных сведений с целью выделения наиболее существенных характеристик напряженного состояния, которые могут быть использованы при анализе для сравнения состояния трубопроводов обвязки КС.

Такими характеристиками могут быть следующие параметры.

— Значение максимальных напряжений растяжения и сжатия в обследованном сечении, характеризующее наиболее высокий уровень действующих напряжений.

— Среднее напряжение из всех измерений в данном сечении, а также в четырех секторах сечений, что отражает преобладающую в сечении эпюру напряжений и схему напряженного состояния и служит основанием для оценки возможного происхождения обнаруженных нагрузок.

— Амплитуда разброса крайних значений напряжений, обнаруженных в конкретном сечении, характеризует степень неоднородности напряженного состояния рассматриваемого участка трубы и отражает происхождение источников нагрузки, действующей на газопровод.

Основным источником рабочих напряжений в газопроводе является внутритрубное давлениев этом случае продольные напряжения одинаковы в любой точке поверхности поперечного сечения трубы, образуя на круговой эпюре напряжений окружность. Зависимость величины напряжений от внутритрубного давления оценивается по формуле: anp = 0,5P (D-25)/25 — где СПр — продольные напряжения, МПа;

Р — давление в трубе, МПа;

D — наружный диаметр трубы, м;

5 — толщина стенки трубы, м.

Присутствие остаточных напряжений технологического происхождения проявляется в наличии 5−7 характерных экстремумов на круговой эпюре напряжений (рис. 33а). При этом амплитуда напряжений может составлять около 150−250 МПа при низком значении величины средних напряжений (поскольку остаточные технологические напряжения в основном уравновешиваются в пределах одной трубы). Признаком остаточных напряжений может быть также близкое значение величины напряжений, обнаруживаемых для труб, изготовленных по одинаковой технологии (техническим условиям) и принадлежащих к одно я партии поставки.

Показателем действия «внешних» источников нагрузки может являться общий повышенный (выше рабочего) средний уровень напряжений одного знака, обнаруженных в сечении в целом или в некоторых секторах сечения (рис. 336). К «внешним» источникам нагрузки могут относиться такие виды, как монтажные воздействия, опорные реакции вследствие неустойчивости грунта, усилие и реакции со стороны соседних элементов конструкции (например, соединительной арматуры). Источник «внешней» нагрузки может быть качественно установлен путем определения эпюры напряженного состояния в конкретном сечении, а также закономерного изменения напряженного состояния при анализе соседних сечений. Общим признаком действия «внешних» факторов может служить появление в сечении «нерабочей» схемы напряженного состояния контролируемого сечения или сложно-напряженного состояния (рис. 33 в, г) — в некоторых случаях это может быть обусловлено последствиями транспортировки труб до или в процессе строительства КС.

Анализ напряженного состояния какого-либо сечения трубопроводов обвязки КС достаточно полно характеризует напряжения выбранного сечения трубы — однако может оказаться недостаточным для характеристики трубопроводов обвязки в целом.

Поскольку главной задачей оценки напряженного состояния трубопроводов является получение сведений о фактически действующих в эксплуатируемой конструкции напряжениях, информация должна иметь системный характер и включать анализ состояния сечений, расположенных в местах ожидаемой концентрации напряжений обследуемых элементов конструкции — главных трубопроводах (входном, рециркуляционном и выходном), а также трубопроводах ПУ и АВО газа. Таким образом, применительно к конкретному трубопроводу анализ напряженного состояния должен содержать сведения о наиболее высоком уровне фактически действующих напряжений в элементах конструкции, местах расположения наиболее напряженных участков соответствующих трубопроводов, а также происхождении обнаруженных напряжений. Данный подход, реализуемый применительно к нескольким агрегатам компрессорного цеха, позволяет выделить общие особенности состояния эксплуатируемых машин с учетом условий их эксплуатации и конструктивных характеристик трубопроводов обвязки. Таким образом, последовательность анализа напряженного состояния ТПО КС должна включать несколько уровней обобщения данных — начиная от конкретного сечения трубопровода, переходя далее к анализу состояния разных функциональных трубопроводов одного конкретного агрегата (нагнетателя), сравнению выбранных показателей напряженного состояния обвязки разных турбоагрегатов одного компрессорного цеха и заканчивая обобщенным анализом состояния цехов одной компрессорной станции. При этом в число рассматриваемых показателей анализируемой совокупности данных должны входить сведения, характеризующие как степень неоднородности напряженного состояния (средние показатели в сочетании с характеристиками обнаруженного разброса напряжений), так и максимальные значения обнаруженных напряжений, учитываемые при оценке надежности эксплуатации рассматриваемой конструкции. Таким образом, особенностью напряженного состояния трубных элементов обвязки ТПО КС является наличие значительной неоднородности состояния до начала эксплуатации конструкции /56/, а также возможность усиления неравномерности распределения напряжений при последующей эксплуатации.

2.4.2. Напряженное состояние труб при их нагружении внутритрубным давлением.

Материал и методика исследования.

Обследование труб до эксплуатации показывает, что их напряженное состояние характеризуется наличием существенной неоднородности распределения напряжений (как по толщине стенки трубы, так и в кольцевом сечении), частично связанной с неоднородностью остаточных напряжений технологического происхождения. Нагружение внутренним давлением газопровода, содержащего подобные трубы, создает распределение напряжений, определяемое взаимодействием остаточных и рабочих напряжений, что может приводить к неблагоприятным непрогнозируемым эффектам, в частности к суммированию остаточных и рабочих напряжений или перегрузке трубопровода. Представляло интерес изучение данного вопроса применительно к технологическим трубопроводам обвязки КС путем стендовых гидроиспытаний соответствующих труб аварийного запаса, собранных в трубную плеть, при нагружении плети внутренним давлением.

Размеры и схема трубной плети, составленной из одношовных трубных секций сечением 1020×22 мм., длительное время хранившихся на открытом воздухе и имеющих незначительные коррозионные дефекты, приведены на рис. 34. Проведенные металлографические исследования показали, что материал трубы имеет феррито-перлитную структуру стали с содержанием углерода около 0,3%, соответствующую горячекатаному состоянию после контролируемой прокатки (рис. 35). /57/.

Рисунок 35. — Структура материала трубы, х200.

Из отобранных темплетов были изготовлены образцы, с помощью которых определены основные механические свойства. Полученные свойства соответствуют классу прочности К-70 (предел текучести 524 МПа, предел прочности 804 МПа, удлинение 28%).

Трубная плеть перед испытаниями была обследована визуально и при помощи прибора МВД-2. В результате установлено, что на поверхности труб трещины и трещиноподобные дефекты глубиной более 1 мм отсутствуютна всей поверхности плети имеются повреждения в виде питтинго-вой коррозии глубиной до 1 мм. На рисунках 36, 37 приведен вид поверхности дефектов катушек. Твердость трубного металла, измеренная портативным твердомером «Элит 2М», составила 200−210 НВ, что соответствует классу прочности труб К60−65.

После заполнения водой подготовленной к испытаниям плети ее напряженное состояние было обследовано с помощью магнитного прибора типа МВН-ЗМ с определением знака и уровня кольцевых напряжений в четырех кольцевых сечениях, положение которых обозначено на схеме плети (рис. 34), с шагом 100 мм. Замер напряжений в выбранных сечениях (таблица 21, 22) производится до начала нагружения плети, характеризуя, таким образом, распределение остаточных напряжений, а также после подачи внутритрубного давления определенного уровня с последующей разгрузкой, что показывало возможное изменение остаточных напряжений в результате произведенного нагружения.

Для контроля напряженного состояния плети непосредственно в процессе ее нагружения или разгрузки были также использованы стационарные накладные датчики (8 шт.) типа МВД-3. Датчики устанавливались (наклеивались) перед нагружением плети на трубной поверхности центральной секции (рис. 34) после ее обследования в положениях, характеризующих точки с наиболее высоким уровнем исходных напряжений.

После обследования напряженного состояния плети до нагружения были произведены гидроиспытания, сопровождающиеся контролем показаний стационарных датчиков нагружаемой плети в выбранных точках поверхности, а также в состоянии после сброса внутритрубного давления в выбранных кольцевых сечениях.

Испытания проведены по следующей программе:

— нагружение давлением 60 кгс/см, выдержка 5 мин, разгрузка- -нагружение давлением 75 кгс/см2, выдержка 5 мин, разгрузка, повторно-статическое нагружение до 75 кгс/см2 — 10 раз;

— нагружение давлением 85 кгс/см, выдержка 5 мин, разгрузка, повторно-статическое нагружение до 85 кгс/см2 — 5 раз- -нагружение давлением 94, выдержка 5 мин, разгрузка, повторно-статическое нагружение до 94 кгс/см2 — 5 разл.

— нагружение давлением 112 кгс/см, выдержка 5 мин, разгрузка.

Программа испытания выполнена в течение одного рабочего дня. На рис. 3 8 приведена схема нагружения плети в процессе гидравлических испытаний, которые закончились при давлении 113 кгс/см2.

После каждого изменения давления (подъема, сброса) производился замер показаний датчиков. Результаты замеров приведены в таблицах 23, 24 после нагружения на 60, 75 кгс/см2, цикла на 75, цикла на 85 и нагружения на 113 кгс/см2. Расчетные напряжения от давления оценивались по формуле: с = P (D-2t) / 9,8−2t, где, Р — давление;

D — диаметр трубыt — толщина стенки трубы, что составило:

68 МПа при давлении 60 кгс/см — 85 МПа при давлении 75 кгс/см2- 96 МПа при давлении 85 кгс/см*" - 108 МПа при давлении 95 кгс/см2- 127 МПа при давлении 113 кгс/см2.

На вырезанном из трубы образце была проведена металлографическая («Неофот-32») оценка структурного состояния материала.

Состояние плети в контрольных сечениях 1−4 перед испытаниями.

Результаты оценки напряженного состояния плети до испытания, определенные в сечениях 1−4 (рис. 34) с помощью прибора МВН-ЗМ, представлены в таблицах 21 и 22, а также графически в виде диаграмм на рис. 39. Все исследованные сечения принадлежали разным трубампри этом сечения 2−4 имели в плети сходное положение продольного шва (на 7, 9 час по условному циферблату). Из представленного на рис. 39 видно, что распределение напряжений на круговых диаграммах для всех исследованных сечений одинаковое, характерное для распределения остаточных напряжений технологического происхождения с наложением дополнительных кольцевых напряжений сжатия (деформации растяжения). Результаты сравнения исследованных сечений, представленные в таблицах 21 и 22, могут быть изложены следующим образом.

В сечении 3 центральной секции (№ 4) обнаруженные максимальные напряжения растяжения составляют 95 МПа, напряжения сжатия составляют 225 МПа, амплитуда разброса крайних значений напряжений равна 320 МПа при среднем напряжении, действующем в данном сечении, равном 41 МПа сжатия. Таким образом, видно, что в данном сечении преобладают напряжения сжатия (в 23 контрольных точках из 32) при наличии двух зон растяжения.

Сечение 4, расположенное также в центральной секции № 4 (рис. 34), отличается от напряженного состояния сечения 3 (таблицы 21, 22) более высоким уровнем максимальных напряжений растяжения (163 МПа) и сжатия (244 МПа), большей амплитудой разброса напряжений (407 МПа) при практически равном среднем напряжении (34 МПа сжатия). Возможно, что отмеченная разница состояния 3 и 4 сечений, принадлежащих одной и той же трубе, обусловлена близостью сечения 4 к кольцевому шву приварки катушки № 5 (рис. 34). При этом вид круговой диаграммы сечений 3 и 4 (рис. 39) обладает сходством.

Сечение 2 расположено на катушке № 2 (рис. 34), ограниченной с двух концов близко расположенными кольцевыми швами. Результаты таблицы 21 показывают, что исходное напряженное состояние данного сечения характеризуется максимальными напряжениями растяжения 116 МПа, наиболее высоким по отношению к сечениям 4 и 3 уровнем напряжений сжатия (314 МПа), большей амплитудой разброса крайних напряжений (430 МПа) и наиболее высоким средним напряжением (124 МПа сжатия). При этом большая часть контрольных точек кругового сечения (30 из 32) оказываются в зоне сжимающих напряжений (таблица 22).

Сечение 1 расположено на катушке 1, имеющей несколько большую длину (по сравнению с катушкой 2) между кольцевыми швами. Данные таблицы 21 показывают, что в этом случае уровень растягивающих напряжений минимален для рассмотренных сечений и составляет 58 МПа, уровень сжимающих напряжений (281 МПа) несколько ниже, чем в сечении 2, при средних напряжениях сжатия уровня 98 МПа и амплитуде разброса крайних значений 339 МПа. Вид круговой диаграммы (рис. 39) практически совпадает с диаграммой сечения 2. Преобладающая часть контрольных точек (29 из 32), как и в сечении 2, находится под действием сжимающих напряжений.

Приведенные результаты оценки состояния неэксплуатированных труб (сборной плети) сечениях 1−4 дают основание утверждать, что напряженное состояние труб определяется сочетанием остаточных напряжений технологического происхождения, что проявляется в однотипном характере соответствующих круговых диаграмм, при влиянии дополнительного фактора, связанного с изготовлением (сваркой) плети и возможно ее подготовкой к испытаниям (заполнением водой). Следует также специально отметить неоднородность знака и уровня исходных напряжений, обнаруженных в подготовленной к испытаниям плети.

Состояние контрольных сечений после нагружения.

Нагружение плети производилось по режиму, представленному на рис. 38 до максимального расчетного уровня кольцевых напряжений 127 МПа. При номинальном пределе текучести материала трубы из стали класса К60-К65 это соответствовало 0,2 от нижнего предела текучести, т. е. упругой области нагружения, или отсутствию остаточного изменения исходного напряженного состояния труб. Данные таблиц 21, 22 характеризующие последовательность изменения напряженного состояния труб в исследованных сечениях, показывают более сложную картину. Сравнение исходного состояния контрольных сечений (рис. 39) с состоянием после максимального нагружения (т.е. после окончания гидроиспытаний) свидетельствует о том, что положение точек с максимальными исходными напряжениями растяжения для сечений 1−3 после нагружения не изменилось (таблица 22). Значение исходных растягивающих напряжений в результате нагружения изменилось по-разному: в сечении 1 с 58 до 77 МПав сечении 2 с 116 до 85 МПав сечении 3 с 95 до 129 Mlla. В сечении 4 в результате нагружения положение точек максимальных растягивающих напряжений изменилось (с 11,7 час /163 МПа на 7,5 час/ 289 МПа). При этом абсолютное изменение уровня растягивающих напряжений в соответствующих точках составляло для 11,7 час от 163 до 185 МПа и для 7,5 час от 9 до 289 МПа. Таким образом, максимальный абсолютный прирост остаточных напряжений (280 МПа) зафиксирован на точке с более низким исходным значением напряжений (таблица 22). При этом прирост максимальных растягивающих напряжений в остальных точках составляет от 22 до 34 МПа.

Представляет интерес сравнить с исходным положение точек и максимальный уровень напряжений сжатия после испытания (таблица 22). Приведенные данные показывают, что изменения напряженного состояния разных сечений различается. В сечении 1 положение точки максимума напряжений растяжения в результате нагружения сохраняется (10,9 час) при уменьшении уровня напряжений (с 281 до 86 МПа). В сечении 2 в результате нагружения положение максимума сжатия и его уровень сохранились (5,7 час- 314 МПа) В сечении 3 максимум сжатия изменился от 0,4 час/225 МПа до 10,9 часа/140 МПа. При этом абсолютное изменение напряжений сжатия от исходного составляло -114 МПа и +57 МПа (уменьшение в первом и увеличение сжатия во втором случае). В сечении 4 максимум сжатия после нагружения изменился от 7,9 часа/294 МПа до 9,4 часа/189 МПа. Абсолютное изменение уровня напряжений сжатия после нагружения составило уменьшение на 67 МПа в первом случае и прирост на 9 МПа во втором случае. Таким образом, мы видим, что реакция остаточных напряжений сжатия неоднозначна: для двух сечений (катушки № 1 и № 2) наблюдается уменьшение уровня максимальных сжимающих напряжений или его сохранение при неизменном положении точек максимумадля сечений 3 и 4 катушки № 3 максимальное напряжение сжатия по уровню и положению меняются с разным знаком. При этом преобладает уменьшение сжимающих напряжений, что следует из значения средних напряжений в контрольном сечении. Совокупность этих данных показывает нестабильный характер изменения (уменьшения) остаточных напряжений сжатия в результате нагружения плети в упругой области, свидетельствующий.

0 перераспределении напряжений.

Результаты оценки остаточного изменения напряженного состояния в контрольных сечениях 1−4 на стадиях нагружения плети в интервале 60−85 кгс/см2 приведены в таблице 22 и на рис. 40−43. Из приведенного видно, что напряжения растяжения меняются незначительно, и относительное расположение сечений 1−4 по уровню напряжений в основном сохраняется. Изменение напряжений сжатия свидетельствует об их уменьшении с повышением давления нагружения. Таким образом, перераспределение напряжений в результате нагружения плети (рис. 40−43) реализуется преимущественно за счет снижения уровня остаточных сжимающих напряжений (т.е. «выравнивания» исходной существовавшей в плети неравновесной схемы напряженного состояния). Вероятно, данный процесс осуществляется за счет локальной пластической деформации в макроупругой области нагружения.

Изменение показаний стационарных датчиков при нагружении плети.

Данные показаний датчиков 1−8 в процессе нагружения плети, представленные на рис. 44, свидетельствуют о преимущественно однотипном характере изменения показаний — уменьшении кольцевых напряжений сжатия и практическом постоянстве напряжений растяжения по мере увеличения давления в плети в процессе гидроиспытаний. Результаты испытания также представлены в таблицах 23, 24.

Положение датчиков на трубной плети указано на рис. 34- датчики 4−8 располагались в верхней части сечения катушки № 4 (0,2 -2 часа), датчики.

1 и 2 были размещены в верхнем сечении (11,7—11,5 часа) катушки № 4. Датчик 3 был установлен на катушке № 5 на 0 6 часов.

В таблице 24 приведены сводные данные о показаниях датчиков в исходном состоянии (до нагружения), при максимальном давлении 113 кгс/см2, а также после разгрузки или окончания гидроиспытаний. В исходном состоянии датчики, установленные на катушке № 4, имели уровень напряжений от 101 МПа растяжения (4 датчик) до 382 МПа сжатия (2 датчик). При этом датчики 6−8, установленные «в линию» (рис. 34), имели последовательное снижение уровня напряжений (oy 317 МПа сжатия на 6 датчике до 22 МПа растяжения на 8 датчике).

Нагружение плети до максимального давления 113 кгс/см2 привело к однотипному изменению показаний датчиков: в области растяжения показания датчиков либо сохранялись постоянными (датчик 4 с максимальным уровнем напряжений растяжения 101 МПа), либо слабо повышались на 3444 МПа (датчики 8 и 1). Все остальные датчики, установленные на катушке № 4 в области сжимающих напряжений (от 112 до 382 МПа), при нагруже-нии понижали показания (на 32−300 МПа, соответственно), причем, чем выше уровень исходных напряжений сжатия, тем больше понижение напряжений (таблица 24) или сильнее выражен эффект «разгрузки». После сброса максимального достигнутого давления до полной разгрузки плети показания датчиков изменяются в сторону приближения к исходным значениям (таблицы 3, 4). При этом остаточный эффект нагружения плети для датчиков 1, 4 и 8, установленных на зоны действия растягивающих напряжений, выражен слабо (в виде повышения исходного уровня напряжений на 8, 13 и 25 МПа, соответственно). Для остальных датчиков (2, 5, 6, 7) остаточные последствия нагружения плети проявились в уменьшении исходного уровня сжимающих напряжений на 184, 99, 134 и 31 МПа, соответственно (таблица 24).

На рис. 45 приведены данные о показаниях датчиков в интервале исследованного давления до 113 кгс/см2. Следует отметить, что показания датчиков 4, 5, 6, 7 и 8, расположенных в верхней части сечения катушки № 4, имеют (в отличии от датчиков 1, 2 и 3) общую особенность: кривая, характеризующая показания датчиков после нагружения и разгрузки, расположена в основном выше кривой замера показаний под нагрузкой. Этот факт означает, что исходные кольцевые деформации сжатия после разгрузки увеличиваются (знак деформации противоположен знаку остаточных напряжений), а кольцевые деформации растяжения понижаются, т. е. состояние плети после разгрузки «возвращается» к исходному за счет местной пластической деформации. При этом общее состояние плети, имеющей неоднородное распределение исходных напряжений, в результате нагружения проявляет тенденцию к выравниванию, что проявляется (таблица 24) как в «сглаживании» пиков напряжений, так и в существенном уменьшении амплитуды изменения уровня крайних напряжений (от 414 МПа до нагружения до 231 МПа после нагружения на 113 кгс/см2).

Результаты испытаний с использованием стационарных датчиков (таблица 24), позволяют отметить зависимость изменения напряженного состояния от знака и уровня существовавших до нагружения остаточных напряжений. Для датчиков 1, 4 и 8, установленных в местах остаточных напряжений растяжения (рис. 34), минимальный (практически нулевой) прирост напряжений при нагружении наблюдался при наиболее высоком (101 МПа) уровне остаточных напряжений растяжения (датчик 4). При этом максимальный уровень достигнутых при нагружении напряжений растяжения (не более 113 МПа) практически соответствует расчетному уровню напряжений при максимальном внутри трубном давлении (127 МПа при 113 кгс/см2). Этот факт свидетельствует о том, что при использованной схеме «мягкого» нагружения плети внутритрубным давлением (по напряжению) суммирования существовавши: остаточных и рабочих напряжений равного знака (растяжения) не происходит. Таким образом, видно (таблица 24), что при нагружении плети внутритрубным давлением деформация труб с неоднородным распределением напряжений локализуется в наименее нагруженных участках труб или в местах остаточных напряжений противоположного знака. В результате неоднородности напряженного состояния нагружаемой конструкции уменьшаются.

Оценка напряженного состояния эксплуатированных труб при их нагружении внутренним давлением.

Аналогичные опыты были выполнены путем испытания сборной плети, составленной из катушек труб класса прочности Х-70 размера 1420×15,7 после эксплуатации в течение 10 лет, путем нагружения плети внутренним давлением до 7,5 МПа. Процесс стендовых гидроиспытаний данной плети сопровождался контролем напряженного состояния поверхности катушек с помощью накладных датчиков типа МВД-3, место установки которых были выбраны на основании измерения остаточных напряжений, существовавших на наружной поверхности труб перед испытанием.

Для трубной плети, собранной из эксплуатированных труб стали Х-70 выполнена оценка напряженного состояния (знака и уровня кольцевых остаточных напряжений) для трех поперечных контрольных сечений каждой катушки, находящихся в разгруженном состоянии. На основании полученных данных на плети было выбрано 17 контрольных точек, значения кольцевых остаточных напряжений в которых по результатам полного обследования контрольных сечений соответствовали экстремальным величинам или были близки к ним (таблица 25). Полученные данные показывают, что в состоянии до нагружения распределение остаточных напряжений в контрольных сечениях катушек неоднородно — згачения остаточных напряжений находятся в пределах от 273 МПа растяжения до 93 МПа сжатия. При этом контрольные точки дефектных сечений катушек по уровню остаточных напряжений не имеют какого-либо систематического отличия от остальных сечений (таблица 25), поскольку их величина находится в указанных общих пределах. Размах амплитуды остаточных напряжений (разница между максимальным и минимальным значением) для конкретного сечения составляет от 317 МПа (катушка № 8) до 289 к 214 МПа (катушки № 6 и № 7). Нагружение плети давлением 7,5 МПа (расчетные кольцевые напряжения 300−340 МПа) приводит к изменению напряжений в контрольных точках (таблица 25). При этом напряжения в разных точках изменяются неоднородно — в пределах одной катушки в результате нагружения может происходить как рост, так и уменьшение уровня напряжений, существовавшего до нагружения. С учетом исходной неоднородности напряженного состояния в результате нагружения наблюдается перераспределение напряжений — уменьшение уровня кольцевых растягивающих напряжений (прежде всего в точках максимальных значений) и появление или повышение уровня растягивающих напряжений в точках, где-либо были остаточные напряжения сжатия (т.е. произошло изменение знака напряжений), либо был более низкий уровень напряжений растяжения (таблица 25, рис. 46). Таким образом, напряженное состояние катушек при нагружении становится более однородным, что выражается, например, в существенном уменьшении размаха амплитуды напряжений в пределах контрольного сечения. При этом максимальный фактический прирост кольцевых напряжений при нагружении достигает близкого к расчетному уровню (точка 2 на катушке № 8, 296 МПа), а максимальный эффект разгрузки составляет 176 МПа и наблюдается в точке 7 катушки 6 с наиболее высоким уровнем исходных остаточных напряжений растяжения.