Анализ работоспособности магистральных трубопроводов, отремонтированных с помощью разрезных муфт

УДК 621.791

А.С. Куркин, д.т.н., профессор, Московский государственный технологический университет

Анализ работоспособности магистральных трубопроводов, отремонтированных с помощью разрезных муфт

Статья посвящена проблеме низкого ресурса сварных разрезных муфт. Современное направление обеспечения безопасности магистральных трубопроводов - работа по техническому состоянию - открывает путь рациональному использованию ресурсов, но требует развития двух направлений: с одной стороны, диагностических средств, включающих оборудование для выявления дефектов и методы оценки их опасности, с другой - средств для оперативного устранения опасных повреждений с минимальной задержкой в перекачке топлива. В настоящее время различными организациями разработано большое количество разнообразных ремонтных конструкций, часть из которых включена в нормативные документы газовой и нефтяной отраслей. Многие из них, несмотря на сложность и дороговизну, не обеспечивают полноценного восстановления ремонтируемого участка трубопровода. Практическое применение таких конструкций может привести к большому числу аварий до истечения назначенного ресурса.

В статье проанализированы основные проблемы, возникающие при установке различных ремонтных муфт и последующей эксплуатации трубопроводов. Для анализа привлечено компьютерное моделирование условий работы муфт. Особое внимание уделено вопросу циклической прочности кольцевых сварных швов, присоединяющих муфту к трубе. Проанализированы результаты натурных испытаний участка трубы, отремонтированного с помощью наиболее сложного типа муфты - разрезного тройника. Выявлены причины противоречий в нормативных документах, приводящие к неправильному выбору толщины стенки ремонтной конструкции.

По результатам проведенных исследований разработана и проверена конструкция тройника, обеспечивающая полное восстановление ресурса, на уровне неповрежденной трубы. Результаты включены в отраслевой нормативный документ.

Ключевые слова: разрезная муфта, ресурс, ремонт трубопровода, напряженное состояние, натурные испытания.

A.S. Kurkin, Bauman Moscow State Technical University (MSTU) (Moscow, Russia), Doctor of Science (Engineering), professor, e-mail: ackurkin@mail.ru; E.L. Makarov, Bauman MSTU (Moscow, Russia), Doctor of Science (Engineering), professor; S.A. Korolev, Bauman MSTU (Moscow, Russia), Candidate of Science (Engineering), associate professor; P.A. Ponomarev, Bauman MSTU (Moscow, Russia), postgraduate; M.A. Ponomarev, Bauman MSTU (Moscow, Russia), student; V.V. Bondarenko, KONAR CJSC (Chelyabinsk, Russia), Candidate of Science (Engineering), Director General

Main pipelines, repaired with split couplings, performance analysis

This article is dedicated to the low service life of welded split couplings. Current trend in ensuring the pipelines safety -works on the technical state - opens the way for the rational resources use, however it requires the development of two trends: on the one hand, diagnostic means, including equipment for the detection of defects and methods for assessing their risk, and on the other hand - the means for prompt elimination of dangerous damages with minimal delay in fuel pumping.

Various organizations have currently developed wide range of repair structures, some of them are included in the regulation documents for gas and oil industries. Many of them, despite the complexity and high cost, do not ensure the pipeline repaired section full recovery. The practical application of such structures can lead to the big accidents quantity before assigned resource expiration.

This article analyzes the main problems during various repair couplings installation and subsequent pipelines repair. Couplings operation conditions computer modeling is used for analysis. Close attention is paid to the cyclic strength of the circular welded seams, joining the coupling with pipe. The results of field tests of the pipe sections repaired with

WELDING

the most complex coupling type, split tee, are analysed. The causes of conflicts in regulations, leading to wrong choice of the repair structure wall thickness are identified.

Tee design, providing the full refurbishment of operation life cycle at the level of undamaged pipe, is developed on the results of researches and tests. Results are included in industry regulatory document.

Keywords: split coupling, service life, pipeline repair, stress condition, field tests.

Установка муфты поверх обнаруженного дефекта обеспечивает восстановление работоспособности трубопровода с минимальными затратами и в кратчайшие сроки, в т.ч. без полной остановки его работы. При этом желательно не только предотвратить или ликвидировать аварийную ситуацию, но и обеспечить ресурс отремонтированного участка на уровне неповрежденной трубы. В нормативной документации газовой и нефтяной отраслей представлен целый ряд разнообразных конструкций разрезных ремонтных муфт, предназначенных для ремонта различных повреждений трубопроводов. Однако не все из этих конструкций способны обеспечить длительную безотказную работу трубопровода после ремонта. Компьютерное моделирование условий работы отремонтированного участка методом конечных элементов позволяет выявить недостатки конструкции с учетом различных нагрузок, действующих на трубопровод (колебаний внутреннего давления,сезонных изменений температуры, ветровых нагрузок, веса трубы и обледенения, подвижек грунта, наружного давления окружающей среды и т.д.).

Исследования показали, что имеющиеся конструкции муфт в различной степени способны воспринимать нагрузки, вызывающие кольцевые и продольные напряжения в стенке трубы [1]. Условия работы муфты резко изменяются при прорастании несквозного дефекта под муфтой насквозь и появлении рабочего давления между поврежденной трубой и муфтой. Как правило, различные типы ремонтных конструкций эффективны только на одной из этих двух стадий их работы.

На первом этапе эксплуатации после ремонта дефект под муфтой несквозной, и поврежденная труба продолжает работать. Чтобы продлить этот этап, муфта должна обеспечить частичную разгрузку поврежденного участка трубы. Разгрузка от кольцевых напряжений происходит только при плотном прилегании муфты к трубе (желательно с натягом). Расчеты показывают, что увеличение радиуса трубы при подаче рабочего давления составляет порядка 1 мм. Если зазор под муфтой больше 1 мм, то муфта на этом этапе не работает. Часто возлагают надежду на заполнение зазора вязкой уплотняющей жидкостью типа эпоксидной смолы. Однако модуль упругости заполнителя на порядок ниже, чем у стали, поэтому эффект разгрузки также на порядок слабее,чем при непосредственном контакте муфты с трубой. При увеличении зазора и ограниченных размерах дефекта эффект от заполнения исчезает.

Плотная сборка толстостенных муфт требует мощных обжимных приспособлений. При использовании ручных центраторов устранить зазор удается при толщине стенки муфты не более 15 мм. Такая тонкая, но плотно одетая муфта может дать на этой стадии работы больший эффект, чем толстая муфта, установленная с зазором. Уменьшение продольных напряжений обеспечивают практически все герметичные муфты (присоединенные к трубе сварными швами).

После появления течи участок трубы под муфтой разгружается, и вся нагрузка ложится на муфту (рис. 1). Для обеспечения ее прочности недостаточно выбрать толщину стенки муфты несколько большую, чем ремонтируемой трубы,поскольку слабым местом оказывается сварной шов кольцевого нахлесточного соединения муфты с ремонтируемой трубой. Рост усталостных трещин в зоне шва происходит достаточно медленно, по-

Участок трубы под муфтой не работает Pipe section under the coupling is not operable

усталостная трещина Endurance crack

Рис. 1. Работа муфты после появления сквозного дефекта Fig. 1. Coupling operation after the penetration defect detection

Ссылка для цитирования (for references):

Куркин А.С., Макаров Э.Л., Королев С.А., Пономарев П.А., Пономарев М.А., Бондаренко В.В. Анализ работоспособности магистральных трубопроводов, отремонтированных с помощью разрезных муфт // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 84-88.

Kurkin A.S., Makarov E.L., Korolev S.A., Ponomarev P.A., Ponomarev M.A., Bondarenko V.V. Main pipelines, repaired with split couplings, performance analysis (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 8. P. 84-88.

Рис. 2. Доработанная конструкция сварных соединений тройника с трубой Fig. 2. Modified structure of tee and pipe welded joints

этому судить о недостатках ремонтной конструкции по количеству отказов приходится с большим опозданием, когда уже изготовлено и установлено большое количество неудачных муфт. Одной из самых сложных для исследования разновидностей муфт является разрезной тройник с заглушкой на ответвлении. Его можно считать наиболее универсальной ремонтной конструкцией, поскольку он позволяет ремонтировать разнообразные повреждения, в т.ч. несанкционированные врезки. Как правило, разрушение кольцевого шва в тройниках происходит рядом с ответвлением, т.е. наличие горловины явля-

ется дополнительным неблагоприятным фактором. Его влияние нарастает по мере приближения диаметра ответвления к диаметру ремонтируемой трубы. Ранее разработанные конструкции разрезных тройников для ремонта нефтепроводов не обеспечивали требуемого ресурса после ремонта - 30 лет. По отраслевым нормам это соответствует 10 тыс. циклов изменения внутреннего давления, то есть примерно раз в сутки возможен сброс давления до нуля. Натурный образец для оценки ресурса представлял собой участок трубы с дефектом в виде сквозного отверстия,с заглушками и с установленной на трубу

ремонтной конструкцией. Гидроиспытания проводились с дополнительным изгибом образца домкратами для увеличения продольного напряжения у горловины тройника. Цикл испытаний занимал 2 минуты, а 10 тыс. циклов - 2 недели. Во всех проведенных испытаниях разрушение проходило по кольцевому шву. Компьютерное моделирование методом конечных элементов с применением программного комплекса «Сварка» [2] показало, что основной причиной разрушения является изгиб углового шва с высокой концентрацией растягивающего напряжения в корне шва. Труба за тройником увеличивает диаметр под давлением, а труба внутри тройника не деформируется, между трубой и муфтой возникает «водяной клин». Один край шва поворачивается, а другой остается на месте, так как прикреплен к жесткому тройнику (рис. 1).

Для повышения прочности необходимо было уменьшить изгибающий момент и усилить шов. В доработанном варианте тройника изгиб уменьшается за счет разгрузочных колец, плотно посаженных на трубу, а минимальное сечение швов увеличено за счет заварки промежутка между тройником и кольцами (рис. 2). Тройник был изготовлен в соответствии с ТУ 1469-015-01297858-2007, толщина его стенки рассчитана по формуле (59) СНиП 2.05.06-85*. Натурные испытания показали, что равнопрочность шва удалось обеспечить, но выбранная толщина стенки тройника оказалась недостаточной и привела к образованию течи после 5196 циклов.

Траектория трещины начинается от корня шва (от исходного небольшого непровара) и проходит по зоне термического влияния (рис. 3). Вид траектории связан не столько с особенностями свойств металла в этой зоне, сколько с напряженным состоянием стенки тройника: трещина растет по схеме отрыва, по нормали к наибольшему растягивающему напряжению. Дополнительную информацию о характере роста трещины дают записи показаний тензодатчиков, наклеенных на поверхность образца. В процессе испытаний амплитуда показаний датчика рядом с ответвлением многократно возросла. Этот рост связан с ростом

Рис. 3. Макрошлиф зоны разрушения Fig. 3. Fracture zone macrosection

WELDING

трещины и приближением ее вершины к месту наклейки датчика. Анализ диаграммы показывает, что зарождение трещины произошло практически на первых циклах, после чего ее рост происходил достаточно равномерно вплоть до образования течи. Изучение СНиП 2.05.06-85* показало, что его авторы не подозревали о существовании разрезных тройников. Поэтому в документе не указано, что формула расчета толщины стенки пригодна только для тройников, вваренных в магистраль стыковыми швами. Если же применить расчет на выносливость по СНиП 11-23-81*, то нахлес-точное сварное соединение тройника с трубой приходится отнести к наиболее опасной 8-й группе. Это означает, что толщина стенки тройника должна превосходить стенку трубы примерно в 4 раза. Такая конструкция непригодна для ремонта в полевых условиях современных толстостенных труб. Для обеспечения необходимого ресурса пришлось изменить конструкцию тройника. У так называемого патрубкового тройника вначале патрубок приварива-

Рис. 4. Работа тройника при сквозном дефекте в шве патрубка Fig. 4. Tee operation at penetration defect in the pipe seam

ля СТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

ООО «ЮКОРТ» ОКАЗЫВАЕТ СЛЕДУЮЩИЕ ВИДЫ УСЛУГ:

• Нанесение наружного антикоррозионного покрыти на основе экструдированного полиэтилена

на трубы стальные диаметром 114-720 мм;

• Нанесение внутреннего изоляционного покрытия

на основе эпоксидного материала с высоким сухим остатком на трубы стальные диаметром 114-720 мм;

• Нанесение антикоррозионного покрытия

на основе порошковых эпоксидных композиций на детали трубопроводов стальные приварные диаметром 89-530 мм;

• Изготовление кривых холодного гнутья диаметром 108-530 мм с наружным и/или внутренним антикоррозионным покрытием и без покрытия;

• Изготовление стальных гнутых отводов

с радиусом изгиба R £ 2 DH диаметром 89-426 мм;

• Нанесение наружного антикоррозионного покрытия на фасонные соединительные детали трубопроводов диаметром до 1420 мм;

• Ревизия, гидроиспытания, антикоррозионная изоляция запорной арматуры Ду 50-800 мм.

Продукция ООО «ЮКОРТ» сертифицирована в системе добровольной сертификации ГОСТ Р. Система менеджмента качества ООО «ЮКОРТ» сертифицирована в ЗАО «Бюро Веритас Сертификейшн Русь» на соответствие требованиям стандартов ISO 9001:2011 и ГОСТ ИСО 9001-2011.

Тел:

ООО «ЮКОРТ». Почтовый адрес: 628309, РФ, ХМАО - Югра, г. Нефтеюганск, б мкр., д. 28 +7(3463)23-05-17 (3463) 25-15-24 yucort@rnservice.ru I www.yucort.ru

Рис. 5. Концентрация напряжений в различных типах муфт: а) простейшая герметичная муфта; б) муфта с подкладными кольцами; в) муфта с подкладными кольцами и тавровыми соединениями Fig. 5. Stress concentration in different coupling types: a) simple sealed coupling; b) coupling with backing rings; c) coupling with backing rings and tee joints

ется к трубе, а затем поверх него надевается разрезной тройник. В этом случае даже при сквозном дефекте в корне шва давление не возникает. Тройник с максимальным отверстием ответвления (720 мм) успешно прошел натурные испытания. Разрезка показала, что трещины в швах не возникли. Эти разработки вошли в отраслевой документ нефтяной отрасли [3].

Из компьютерного анализа следует, что даже в случае нарушения герметичности шва, прикрепляющего тройник к трубе, кольцевой шов не является опасной зоной. Более опасным оказывается изгиб стенки тройника и шва, прикрепляющего разрезной тройник к патрубку. Недостатком разработанной конструкции является дополнительный сварной

шов на теле трубы. Согласно СНиП, такой тройник нельзя использовать для ремонта дефектов, расположенных рядом с продольным швом трубы,так как патрубок ближе 100 мм от продольного шва приваривать запрещено. В ряде конструкций муфт для ремонта газопроводов просматриваются попытки решения проблемы с выносливостью кольцевого шва. Если вначале установить на трубу подкладные кольца и приварить их к трубе с внутренней стороны, то эти швы оказываются безопасными, поскольку в корне шва действует сжатие. Однако опасными становятся другие швы, присоединяющие муфту к кольцам (рис. 5б).

Напряжения в этих швах, в свою очередь, можно несколько снизить, пере-

йдя к тавровым соединениям муфты с кольцами [4]. В этом случае возникают новые зоны концентрации напряжения на дне галтелей (рис. 5в). Здесь появляются возможности для оптимизации, но усложнения конструкции и монтажа муфты все же не приводят к заметному снижению необходимой толщины стенки и массы муфты. К тому же эти муфты не дают разгрузки трубы, то есть начинают работать только после появления сквозного дефекта. Еще одна проблема связана с овальностью трубы. Производители труб обеспечивают минимальную овальность только на концах труб, в средней части отклонения от окружности практически не регламентированы и могут превышать 10 мм. Изогнуть муфту, тем более с галтелями, невозможно. Если же перекрывать зазор между трубой и краем муфты с помощью кольцевого шва, то его усталостная прочность резко па дае т.

К настоящему времени в МГТУ им. Н.Э. Баумана разработана конструкция муфты, лишенная большинства перечисленных недостатков, а также и технология ее монтажа. Муфта имеет толщину стенки, близкую к толщине трубы, и допускает установку на овальную трубу. В дальнейшем на этой основе предполагается разработать и разрезной тройник. Разработка проходит стадию патентования.

Литература:

1. 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.

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

3. РД-75.180.00-КТН-193-08 (с изм. от 2005 г., с изм. от 2009 г) «Технология установки ремонтных конструкций на трубопроводы диаметром 1067 и 1220 мм с давлением 10 МПа». Введен 14.11.2008. ОАО «АК «Транснефть», 2008. 70 с.

4. 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. 119 с.

References:

1. Kurkin A.S., Korolev S.A., Ponomarev P.A. Analiz prichin ogranichennogo resursa konstrukcij dlja remonta nefteprovoda [Analysis of the reasons for limited service life of structures for pipeline repair]. Svarka i diagnostika = Welding and diagnostics, 2014, No. 5. P. 58-61.

2. Kurkin A.S., Makarov E.L. Programmnyj kompleks «SVARKA» - instrument dlja reshenija prakticheskih zadach svarochnogo proizvodstva [WELDING program complex is the instrument for solving the welding production practical tasks]. Svarka i diagnostika = Welding and diagnostics, 2010, No. 1. P. 16-24.

3. RD-75.180.00-KTN-193-08

4. Zainullin R.S., Vorobyev V.A., Aleksandrov A.A. Povyshenie bezopasnosti nefteproduktoprovodov remontnymi muftami [Improving the safety of oil pipelines with repair couplings]. Edit. by prof. R.S. ZainuUin. Ufa: Printing and Publication Department, Republican Academic Methodical Centre, RB Ministry of Education, 2005. 119 pp.