Магистральных трубопроводах

Действующие строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85 не предусматривают расчета коррозионно-усталостной долговечности магистральных нефтепроводов, эксплуатирующихся в условиях малоцикловой коррозионной усталости. Для оценки надежности магистральных трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях воздействия циклических нагрузок, совместно с Г.И. Насыровой был проведен расчет долговечности магистрального трубопровода для указанных условий. Расчет проводился в соответствии с РД 39-0147103-361-86 с учетом имеющихся на трубе концентраторов напряжений в виде заводских сварных соединений и их дефектов с допустимыми размерами, регламентируемыми указанными строительными нормами и правилами. В указанных условиях металл может работать в упругопластической области.

Согласно [64], расчет коррозионно-усталостной долговечности магистральных нефтепроводов проводился в рамках модели Коф-фина — Мэнсона в виде (5.1) с учетом поправки на упругую составляющую амплитуды деформации (<т.,/Е, где ст., - предел выносливости, который в соответствие с известными эмпирическими соотношениями был принят равным 0,5 ств). При этом рассчитанное число циклов до разрушения трубы составило N = 6 254. Следует отметить, что, согласно современным представлениям о долговечности магистральных нефтепроводов, эксплуатирующихся в условиях коррозионно-усталостного нагружения, расчетное число циклов до разрушения должно составить около 12 000 циклов (при среднестатистической частоте малоциклового усталостного нагружения, равной около одного цикла в сутки, и нормативном сроке эксплуатации нефтепровода, равном 33 годам) [64]. По данным Урало-Сибирского управления магистральных трубопроводов такая, по порядку величины, цикличность сохраняется и в настоящее время, несмотря на изменение режимов перекачки (часть трубопроводов эксплуатируется в режиме недогрузки). При расчете на прочность, как это отмечено выше, СНиП 2.05.06-85 не оговаривает меру использования несущей способности трубопроводов в условиях коррозионной усталости. Другими словами, в действующем СНиП 2.05.06-85 наряду с отсутствием расчета магистральных трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях усталости, не приводится величина максимально допустимого уровня кольцевых растягивающих напряжений, определяемого в мировой практике как отношение напряжения в стенке трубы к пределу текучести стали. Исходя из полученного выше результата возникает необходимость в определении максимально допустимого значения этого отношения для реализации установленного ресурса нефтепровода в условиях коррозионно-усталостного нагружения. Это может быть достигнуто на практике путем снижения давления в трубопроводе, увеличением толщины стенки трубы или. применением стали с более высокой группой прочности. Однако в практике эксплуатации действующих трубопроводов для уменьшения упругопластических деформаций до определенного уровня, обеспечивающего реальную коррозионно-усталостную долговечность нефтепровода с учетом

[64], исследуемый магистральный нефтепровод в условиях корро-зионно-усталостного нагружения не смог бы обеспечить работу в течение нормативного срока службы. Величины растягивающих кольцевых напряжений в рассмотренных случаях при внутренних давлениях Р = 5,5 МПа и Р = 4,8 МПа составляли 0,8 стт и 0,7ат соответственно. Итак, для магистральных нефтепроводов, работающих в условиях малоцикловой коррозионной усталости, может быть введено ограничение предельной величины кольцевых растягивающих напряжений, равное 0,7сгт [30]. Близкие значения величин кольцевых растягивающих напряжений оговорены в стандартах ряда зарубежных стран, например в Американском стандарте ASME B31.4 она составляет 0,72 <тт [107, 108]. Повышение рабочего давления выше указанного уровня при требовании обеспечения нормативного срока службы магистрального трубопровода возможно только в случае ужесточения отклонения геометрических размеров трубы и сварного соединения.

38. Гутман Э.М., Амосов Г.В., Худяков М.А. Малоцикловая коррозионная усталость трубной стали при эксплуатации магистральных нефтепроводов // Строительство трубопроводов. 1978. № 4. С. 27-29.

65. Методика по выбору параметров труб и поверочного расчета линейной части магистральных нефтепроводов на малоцикловую прочность. РД 39-0147103-361-86 / И.Г.Абдуллин, М.А.Худяков, А.Г.Гареев и др. Уфа: ВНИИСПТНефть, 1987. 29 с.

магистральных нефтепроводов;

13.Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Никитина Е.А. Оценка эксплуатационной долговечности магистральных нефтепроводов в зоне дефекгов.-М.: ВНИИОЭНГ.1986.

1. Ремонт магистральных нефтепроводов с заменой поврежденного участка / И. С. Хретинин, В. X. Галюк, А. П. Ерманов и другие.- М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- 40 с.

92. РД 39-0147103-361-86. Руководящий документ. Методика по выбору параметров труб и поверочного расчета линейной части магистральных нефтепроводов на малоцикловую прочность. Введ. 01.01.87 до 01.01.90. - Уфа; ВНИИСПТ-нефть, 1987.-30с.

97. Фокин М.Ф., Трубицин В.А., Никитина Е.А. Оценка эксплуатационной долговечности магистральных нефтепроводов в зоне дефектов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - с. 49.

ции, плотность стекающих токов может быть очень большой. Однако комплексные коррозионные обследования действующих магистральных нефтепроводов позволили выявить, что не все повреждения в изоляции одинаково коррозионноопасны. Было показано, что в дефектах с поверхностью меньше или равной 2 мм2 вследствие высокой плотности коррозионного тока быстро накапливаемся большое количество продуктов коррозии, которые закупоривают каналы и экранируют дефект.

Как показывает проведенный анализ известных на сегодняшний день причин возникновения коррозионного растрескивания, до настоящего времени не выявлены все факторы, вызывающие этот вид отказов магистральных газопроводов. В частности, нет объяснения отсутствия жесткой привязки трещин к концентраторам напряжения геометрического и физического происхождений, таким, как вмятины, задиры, царапины, сварные швы, неметаллические включения, что характерно для других известных видов КМР (например, коррозионная усталость). Трещины, как правило, зарождаются на практически бездефектной поверхности металла. Случаи КР имеют место только на магистральных газопроводах и не наблюдаются на магистральных трубопроводах, построенных из таких же труб для транспорта жидких углеводородов (нефтепроводы, продуктопроводы и др.), даже если они проложены в одном технологическом коридоре. Это, очевидно, связано с разным характером нагружения этих трубопроводных систем ("жесткое" -для магистральных нефте- и продуктопроводов, "мягкое" - для магистральных газопроводов).

Поляризованные протекторные систему .ч отличие от обичннх протекторных установок автоматически включаются в катодный импульс. Это позволяет применять такие системы в зонах.значительного влияния блуждающих токов на магистральных трубопроводах. Наличие? обцчних (неноляризованнкх) протекторов в катодной и знакопере-

На магистральных трубопроводах с целью измерения акустической эмиссии применяли шестиканальный прибор АС-6А/М на базе облегченного каркаса "КАМАК" со встроенным блоком питания (разработка НПФ "Диатон"). Система выполнена на основе модульного принципа, предполагающего наличие независимого эмиссионного канала.

матизир. установка для проведения газового каротажа. На автомобиле размещается блок питания и комплекс измерит., аналитич. (хроматограф, газоанализатор) и регистрирующих приборов, а также часто мини-ЭВМ. Сигналы поступают от датчиков, располож. на устье скважины. ГАЗОКОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ -комплекс сооружений и оборудования для повышения давления природного газа при его транспортировании по газопроводу и хранении. По виду выполняемых работ выделяют Г.с. головные, создаваемые на месторождениях у начала газопровода, линейные, размещаемые вдоль трассы магистральных газопроводов, Г.с. подземных газохранилищ и для закачки газа в пласт для поддержания пластового давления. На всех Г.с. могут использоваться газоперекачивающие агрегаты с газотурбинным или электрич. приводами, устанавливаемые в компрессорных цехах станций, блоч-но-контейнерные агрегаты заводского изготовления с приводом авиац. типа, с турбоблоком, а также поршневые газомоторные компрессоры и агрегаты с центробежным нагнетателем, используемые на магистральных трубопроводах и для работы (в качестве первой ступени сжатия) на подземных газохранилищах. Управление Г.с. полностью автоматизировано.

КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ ~ комплекс агрегатов для получения сжатого воздуха или газа на пром. пр-ти-ях, магистральных трубопроводах и строит, объектах. Сжатый воздух и газ при этом используются как энергоноситель или как сырьё для получения разл. продукции (напр., кислорода из воздуха, аммиака из азотно-водо-родной смеси).

Фактическая расчетная Теплопроизводительность 2огф системы отопления должна быть больше расчетных потерь через ограждения ?б,.„, т.е. QOT() = = ?бт.п + Qi + 62, где QJ - дополнительные теплопотери, связанные с остыванием теплоносителя в подающих и обратных магистральных трубопроводах, проходящих в неотапливаемых помещениях; Q2 — дополнительные теплопотери, связанные с размещением поверхностей нагрева у наружных ограждений. Суммарные дополнительные потери не должны превышать 15% расчетных.

КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ — комплекс агрегатов для получения сжатого воздуха или газа на пром. пр-тиях, магистральных трубопроводах и строит, объектах. Сжатый воздух и газ при этом используются как энергоноситель или как сырьё для получения различной продукции (напр., кислорода из воздуха, аммиака из азотно-водородной смеси). По суммарной производительности установленных компрессоров К. с. в СССР условно делят на малые (до 100 М3/мин), средние (100—500 м'/мин) и большие (св. 500 м3/мин).

Любая жидкость может предстать взору исследователя прозрачной, как вода, любое тело уподобится прозрачному кристаллу. Неоднородность структуры нарушения внутренней сплошности, инородные вкрапления — все будет как на ладони. Так можно следить за чистотой нефти в магистральных трубопроводах, исследовать эмульсии и взвеси, примеси в различных минералах и металлах, внутренние напряжения в твердых телах.

Для измерения потенциала и силы тока вдоль трубопровода в ряде мест по его длине предусматриваются измерительные пункты. Их следует сооружать по возможности на улицах или шоссейных дорогах, чтобы к ним могли подъезжать автомобильные контрольно-измерительные станции. На магистральных трубопроводах большой протяженности обычно достаточно предусматривать один пункт для измерения потенциала Р через каждые 1—2км и один пункт для измерения тока в стенке трубопровода R через каждые 5 км. На футлярах тоже необходимо предусматривать места измерений. На застроенных территориях расстояния между пунктами измерений рекомендуется сокращать наполовину. Для контроля распределений тока на длинных ответвлениях следует сооружать пункты для измерения тока вдоль трубопровода. Схема такого пункта, расположенного на поверхности, показана на рис. 11.5.

Битумно-резиновые покрытия разрешается применять на магистральных трубопроводах с диаметром труб не более 820 мм при температуре транспортируемого продукта не выше 60° С. Температура размягчения битумно-резиновой мастики должна на 35—40° С превышать температуру транспортируемого продукта.

На газопроводах с давлением до 12 кгс/см2, предназначенных для газоснабжения городов, населенных пунктов в сельской местности и промышленных предприятий, но прокладываемых вне их территории, тип изоляции выбирается так же, как на магистральных трубопроводах. На стальных трубопроводах, прокладываемых на территории городов, изоляционные покрытия наносятся в заводских условиях. Изоляция стыков производится теми же материалами, что и изоляция трубопровода, или полимерными липкими лентами. Изоляция мелких фасонных частей трубопровода выполняется на месте установки (отводы, фасонные части трубопроводов и др.).