Pages Navigation Menu

ISSN 2227-6017 (ONLINE), ISSN 2303-9868 (PRINT), DOI: 10.18454/IRJ.2227-6017
ПИ № ФС 77 - 51217, 16+

() Искать в Google Scholar
Цитировать

Цитировать

Электронная ссылка | Печатная ссылка

Скопируйте отформатированную библиографическую ссылку через буфер обмена или перейдите по одной из ссылок для импорта в Менеджер библиографий.
Булгакова О. Л. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ НА РАЗРЫВ ПРИ РЕМОНТЕ ТРУБОПРОВОДОВ РАЗЛИЧНЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ / О. Л. Булгакова, П. В. Бурков, Т. А. Убайдулаев // Международный научно-исследовательский журнал. — 2014. — №. — С. . — URL: https://research-journal.org/technical/analiz-rezultatov-ispytaniya-na-razryv-pri-remonte-truboprovodov-razlichnymi-texnologiyami/ (дата обращения: 20.07.2019. ).

Импортировать


АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ НА РАЗРЫВ ПРИ РЕМОНТЕ ТРУБОПРОВОДОВ РАЗЛИЧНЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ

Булгакова О.Л.1, Бурков П.В.2, Убайдулаев Т.А.3

1Студент,

2доктор технических наук, профессор,

3студент,

Томский политехнический университет

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ НА РАЗРЫВ ПРИ РЕМОНТЕ ТРУБОПРОВОДОВ РАЗЛИЧНЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ

Аннотация

Как известно, риск возникновения аварийной ситуации на магистральных нефтепроводах также зависит и от эффективности выбранного метода ремонта дефектного участка трубы. В данной работе сравнительный анализ эффективности различных технологий ремонта проводился испытанием на разрыв магистрального трубопровода.

Ключевые слова: испытания на разрыв, трубопровод, методы ремонта.

Bulgakova O.L.1, Burkov P.V.2, Ubaydulaev T.A.3

1Student,

2doctor of Engineering Science,

3student,

Tomsk Polytechnic university

ANALYSIS OF TENSILE TEST DATA IN  PIPELINE REPAIR BY DIFFERENT TECHNOLOGY

Abstract

It’s a well –known fact that risk of pipeline accidents also depends on effectiveness of selected method of pipeline defect repair. In this paper comparative analysis on the effectiveness of different repair technologies was carried out by tensile test of pipeline.

Keywords: tensil test, pipeline, repair technologies.

В настоящее время перед строительными, проектными и эксплуатирующими организациями остро стоит вопрос, как продлить срок безаварийной эксплуатации нефтепроводов. В целях сохранения долговременного потенциала нефтепроводов в  компаниях реализуются системы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов, разрабатываются методы и технические средства устранения дефектов.  Однако основной задачей, стоящей перед организациями, является анализ аварийных ситуаций и оценка надежности применяемых технологий.

Оценка степени аварийности невозможна без  выявления факторов, приводящих к возникновению аварийных ситуаций. Согласно [1], причинами утечки нефти из трубопровода являются механические повреждения нефтепроводов – 33 % всех аварий, коррозия (внешняя и внутренняя) – 53 %; дефекты труб – 4 %; дефекты сварки – 3 %; эксплуатационные ошибки – 6 %; прочие – 1 %.

Исходя из полученных данных о распределение аварий предприятиям  трубопроводного транспорта нефти следует при составлении комплекса мероприятий по снижению аварийности: усилить контроль со стороны служб безопасности за линейной частью, усилить контроль за проведением аттестации сотрудников предприятия по промышленной безопасности, и, в первую очередь, усилить контроль за организацией и проведением ремонтных работ. Учитывая, что выборочный ремонт является часто применяемым методом, в данной работе предлагается рассмотреть надежность применения данной технологии

Сравнительный анализ различных технологий ремонта испытанием на разрыв магистрального трубопровода проводились на трубопроводе со следующими характеристиками: марка стали API 5L X65 (предел текучести = 448 МПа), Ду=762 мм, толщина стенки 17.5 мм. Целью данного исследования являлось изучение поведения отремонтированной трубы, используя испытания на разрыв и подбор лучшей технологии ремонта.

Поврежденные трубопроводы были отремонтированы сварной муфтой, КМТ, заваркой и Clock Spring.

 

Таблица 1 – Методы ремонта и расположение дефектов

Тип Расположение или метод Размер дефекта
Длина, мм Ширина, мм Глубина, мм
Поврежденная труба Основной металл (А) 200 50 14
Сварной шов (В) 200 50 14
V-образный надрез (С) 440 30 14
Отремонтиро-ванная труба Сварная муфта (А) 200 50 14
Сварная муфта (В) 200 50 14
КМТ (А) 200 50 14
КМТ(В) 200 50 14
КМТ (С) 440 30 14
Clock Spring(A) 200 50 14
Clock Spring(B) 200 50 14
Наплавка металла 1 200 50 8.8
Наплавка металла 2 150 50 11.5

Испытание было проведено повышением внутреннего давления до 28.44 МПа. Длина испытуемой трубы 2.5 м, на оба конца поставлены заглушки. Давление повышалось со скоростью 0.25 МПа/мин до 19.6 МПа, и 0.15 МПа/мин до 28.44 МПа. Изменение давления фиксировалось раз в секунду, при помощи компьютера. Для наблюдения за деформацией к телу поврежденной и ремонтируемой трубы были подсоединены датчики.

 

Таблица 2 – Результаты испытания

Классификация Приложенное давление, МПа Кольцевые напряжения, МПа Разрыв
Поврежденная труба А 17.15 373.70 Да
В 17.84 388.65 Да
С 8.72 190.06 Да
Отремонтиро-ванная труба Сварная муфта (А) 30.77 670.53 Нет
Сварная муфта (В) 30.18 657.72 Нет
КМТ (А) 29.40 640.63 Нет
КМТ(В) 29.89 651.31 Нет
КМТ (С) 30.28 659.85 Нет
Clock Spring(A) 25.87 563.76 течь
Clock Spring(B) 28.42 619.28 Нет
Наплавка металла 1 28.32 617.15 Нет
Наплавка металла 2 28.32 617.15 Нет

При исследовании достоинств и недостатков, безопасности и надежности каждого метода ремонта, была подтверждена эффективность и  безопасность технологий ремонта используемых для различных дефектов. Приварная муфта, КМТ и Clock Spring имеют фактор безопасности более чем 2.5 при рабочем давлении 7.85 МПа. Более того, исследованные технологии могут быть использованы для ремонта работающего трубопровода с дефектами до 80 % . заварка при глубине дефектов до 65 % от толщины стенки.

Литература

  1. Булавинцева А.Д., Мазуркин П.М Динамика акарий по площади загрязнения на линейной части магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» Режим доступа: (дата обращения 29.04.2012) http://www.rae.ru/snt/?section=content&op=show_article&article_id=7796696
  2. РД-23.040.00-КТН-011-11 Классификатор дефектов магистральных и технологических нефтепроводов
  3. American Society of Mechanical Engineers (2003). Gas transmission and Distribution Piping Systems, ASME B31.8. USA

Оставить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Лимит времени истёк. Пожалуйста, перезагрузите CAPTCHA.