ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Особенности предельных состояний и разрушения магистральных трубопроводов при нештатных ситуациях из "Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов" Приведенные в п. 1.3 данные об отказах нефтепровода Шаим — Тюмень типичны для всех жидкостных трубопроводов за период эксплуатации с 1967 по 1990 г. (они обобщены в табл. 3.1). Всего за указанный промежуток времени их зарегистрировано 36, средний за весь период эксплуатации параметр потока отказов составляет 3,66 отказа в год на 1000 км. Причиной отказов в 50 % случаев являлись дефекты, образовавшиеся в ходе строительно-монтажных работ (п. 3, табл. 2.1), в 25 % случаев — дефекты заводского происхождения (п. 2, табл. 3.1). Доля отказов, вызванных внешними механическими повреждениями трубопровода сторонними организациями, составляет около 14 % [190, 198]. Типичный пример такого повреждения, представляющего собой два прокола стенки трубы гусеницей тракто-ра-болотника (размерами 25 х 35 мм, расположенных в центре вмятин диаметром 200 мм, глубиной 10 мм на расстоянии 65 мм друг от друга), показан на рис. 3.1. Эксплуатационными ошибками вызвано около И % отказов, выраженных коррозионных повреждений за время эксплуатации не отмечалось. [c.259] Отказов линейной части в процессе эксплуатации за весь период зафиксировано 20 (п.п. 2 3, а, б, в табл. 3.1). Распределение их по времени показано на рис. 3.2, а. В первые пять лет эксплуатации произошло 2 отказа. Причиной первого из них (1968 г.) было неудовлетворительное качество сварки заводского продольного шва, в результате чего образовалась продольная трещина. Во втором случае (1972 г.) имел место разрыв трубы по основному металлу вследствие наличия микротрещин в теле трубы во вмятине, образовавшейся при механическом воздействии в процессе строительства трубопровода. Далее, в течение 6 лет (1973-1979 гг.) отказов не наблюдалось. За период с 1980 по 1984 г. из 10 отказов 6 представляли собой разрывы по поперечному монтажному шву, 4 — по другим дефектам строительно-монтажных работ (свищ в центре вмятины, прожог трубы, гофр). [c.260] Наибольшее число отказов в этот период наблюдалось в 1983 г. В 1985-1990 гг. основная доля отказов линейной части (6 из 8) была обусловлена разрывами труб по продольному шву. В это же время при гидравлических испытаниях (1990 г., - 5,9 МПа) проявились строительные дефекты (царапины, вмятины, задиры), образовавшиеся в ходе капитального ремонта трубопровода — смена изоляции в 1982 г. (п. 3, г в табл. 3.1). Максимум отказов в этот период наблюдался в 1988 г. [c.261] Распределение отказов по длине трубопровода показано на рис. 3.2, б. Больше всего их было на участках, расположенных после НПС Шаим-П (0-50 км, 6 отказов) и НПС Кума (200-250 км, 4 отказа), что согласуется с известной закономерностью, описанной, например, в [175]. Максимум на участке 300-400 км не связан с близостью к насосной станции. Его можно объяснить, если принять во внимание, что половина отказов на участке 300-350 км и все отказы на участке 350-400 км произошли в 1983 г. и причиной их появления были строительно-монтажные дефекты (задиры, вмятины) или высокие местные напряжения в зоне поперечных сварных швов. И те, и другие образовались во время подъема трубы и замены изоляции при капитальном ремонте в 1982 г. (подтверждением служит тот факт, что при переиспытаниях в 1990 г. на участке 350-400 км зарегистрировано 7 разрывов труб по царапинам от рабочих органов строительных машин). Максимум числа отказов на участке 300-400 км объясняется, следовательно, проявлением дефектов, образовавшихся при ремонтных работах. [c.261] Таким образом, анализ данных по отказам трубопровода Шаим — Тюмень показал, что, начиная с 1980 г., наблюдалось периодическое возрастание числа отказов с максимумами в 1983 и 1988 гг., когда были проведены ремонтно-восстановительные работы. [c.261] В связи с этим изучено состояние металла линейной части трубопроводов, вырезанной в местах ремонта и отказов. [c.261] На рис. 3.3 показана внешняя и внутренняя поверхность трубы до (а, б) и после (в, г) разрушения трубопровода. Внешная поверхность до разрушения содержит дефекты типа микротрещин-задиров технологического и эксплуатационного происхождения (рис. 3.3, а). Плотность трещин достаточно высокая — на каждый миллиметр длины поверхности приходится 3-4 трещины. Для внутренней поверхности (рис. 3.3, б) характерны не трещины, а изъязвления коррозионной природы из-за воздействия эксплуатационной среды, с одной стороны, и напряжений — с другой. [c.262] На фотографии хорошо виден белый , непротравленный в силу заваливания поверхностный слой толщиной 0,1 мм, отслаивающийся в результате развития микротрещин вглубь и слияния их под поверхностным слоем. На фотографиях в и г показана структура образца с гофром после разрушения микротрещины-задиры на внешней поверхности значительно более развиты, чем в образце до разрущения, внутренняя поверхность трубы — с интенсивным изъязвлением. Поверхностного тонкого слоя, о котором говорилось выше, уже нет, он отслоился. Кроме изъязвления присутствуют следы коррозии структуры в виде окисления поверхности шлифа и некоторой размытости границ зерен. [c.262] На рис. 3.4 показана одна из побочных микротрещин в зоне гофра, развившаяся от поверхностного дефекта. Судя по относительно прямолинейному пути трещины, развитие трещины шло с большой скоростью по механизму хрупкого разрушения. [c.262] Изменение микротвердости по длине гофра имеет четко выраженный максимум, приходящийся на верхнюю точку гофра. Значения микротвердости замерены на внешней и внутренней поверхности трубы исходного образца-темплета. Максимальное значение микротвердости для гофра 2380 МПа. Среднее значение микротвердости для исходного образца 1710 МПа. Следовательно, максимальное упрочнение на гофре составляет почти 40 %. [c.264] Базовые механические характеристики стали определялись на круглых образцах различного диаметра по ГОСТ 1497-84, параметры трещиностойкости при статическом нагружении — на образцах с реальной толщиной стенки трубопровода по ГОСТ 25.506-85. Испытания проводились на испытательных машинах ЦДМ и Ш5ТКОМ (см. п. 5.1). Образцы 1-4 располагались от начала гофра к его вершине. [c.264] Коэффициент интенсивности напряжений KQ определялся по формулам (5.1)-(5.2). [c.264] Для образцов 1-3-4 в зоне гофра величина KQ соответственно равна 55,2-52,3-44,6 МПа л/м. Относительное сужение образца 3-4 на 19 % ниже, чем у образа 1 еще большей (до 2 раз) оказывается разница величин равномерного сужения. [c.265] Анализ стандартных свойств металла стенки магистрального нефтепровода (табл. 3.2) показывает заметное повышение пределов текучести ао,2 и прочности (на 12-15 %) и снижение сопротивления отрыву (на 30 %). [c.265] Основываясь на результатах проведенных исследований, можно сделать заключение, что вязкое разрушение трубопровода в зоне гофра произошло при давлении менее 30 % от расчетного вследствие сушественного снижения локальной пластичности и трещиностойкости даже при повышении локальных пределов текучести и прочности. [c.265] Второе анализируемое разрушение нефтепровода Шаим — Тюмень произошло 7 августа 1990 г. при контрольных гидроиспытаниях давлением 5,9 МПа по бесшовной трубе производства ЧС диаметром 530 мм с толщиной стенки 8 мм. Температура воды при испытаниях была 10 °С. [c.265] Характер разрыва трубы представлен на схеме (рис. 3.5). Продольная трещина длиной 1800 мм раскрылась на 450 мм. В зоне разрыва на поверхности трубы имеются многочисленные задиры и вмятины различных размеров. Для исследований из очага разрущения был вырезан темплет размером 600 х 150 мм. Для удобства исследования темплет первоначально порезан на три части с последующим разрезанием на отдельные элементы. На рисунке представлен общий вид наружной и внутренней поверхности темплета. Части темплета протравлены в растворе соляной кислоты для выявления скрытых (под загрязнениями и окисным слоем) макродефектов. [c.265] На рис. 3.6 показан фрагмент поверхности темплета в зоне вмятины. Вмятина имеет размеры 70 х 40 мм и представляет собой площадку с искривлением поверхности внутрь трубы. Риски на внутренней поверхности трубы в зоне вмятины видны на рис. 3.6, б. [c.267] о чем свидетельствует шевронный рисунок макроизлома, наблюдаемый на рис. 3.8, б. Излом в очаге разрушения распространяется по нормали к поверхности (рис. 3.9). Пластические деформации берегов трешины практически отсутствуют. На рис. 3.9, б видны глубина задира и несомненная связь этого дефекта с разрушением. [c.268] Вернуться к основной статье