CC BY
178
АРХИТЕКТУРА И СТРОИТЕЛЬСТВО
УДК 624
А.А. Землянский
ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И ОЦЕНКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ БОЛЬШОГО ОБЪЕМА
Проанализирован ряд аварийных ситуаций с резервуарами для хранения нефтепродуктов и предложены технические решения на основе использования приборов неразрушающей дефектоскопии для выявления усталостных трещин в уторном шве резервуаров большого объема и организации мониторинга напряженно-деформированного состояния объекта с целью обнаружения момента возникновения указанных трещин.
A.A. Zemlyanskiy
LARGE VOLUME TANKS TECHNICAL DIAGNOSIS AND THEIR EXPLOITATIONAL
RELIABILITY ESTIMATION
A number of breakdown situations in the tanks for petroleum products storage are studied in this article. Certain technical decisions are suggested here on the basis of the usage of non-destructive testing for revelation of fatigue cracks in a chime weld of large volume tanks and organizing of monitoring of object with the aim of revealing of the moment of the rise of the pointed cracks.
В последние годы в мировой практике особое внимание уделяется проблеме повышения эксплуатационной надежности стальных вертикальных резервуаров (РВС) для хранения нефти и нефтепродуктов. Последнее обусловлено тем, что за последние тридцать лет в Европе и Японии произошел ряд серьезных аварий крупных резервуаров емкостью от 30 до 80 тыс. м3, у которых толщина нижних поясов изменялась от 25 до 32 мм, а толщина окраек не превышала 16 мм [7, 8, 10, 11].
После аварии в Японии резервуара емкостью 50 тыс. м3 [1] были выполнены аналитические расчеты и все необходимые эксперименты, которые показали, что напряженно-деформированное состояние (НДС) вертикальной стенки и окраек в зоне уторного сварного шва с самого начала эксплуатации находилось в пластической стадии. Расчеты на малоцикловую усталость, произведенные японскими специалистами по методике Американского нефтяного института, показали, что при выявленном уровне НДС уторного шва указанный резервуар мог выдержать не более 40 циклов загружения. В рассмотренном случае за 9 месяцев эксплуатации в обследуемом резервуаре последний выдержал всего 18 полных циклов
111
загружения и имел: нижний пояс толщиной 27 мм, с окрайкой толщиной 12 мм, выполненный из высокопрочной стали марки HW50. Усталостная трещина возникла сразу в уторном шве и окрайке в зоне наибольших изгибающих напряжений и стала развиваться в двух направлениях вдоль стенки резервуара в пределах 12,8 м и в радиальном направлении в окрайке в пределах 3 м. Аналогичные аварии произошли в Японии в резервуарах объемом 38, 65 и 80 тыс. м3.
Одновременно в Европе произошли характерные аварии резервуаров объемом от 30 до 50 тыс. м3, у которых разрушения уторного шва достигли еще более катастрофических размеров.
В работах В.В. Филиппова, В.А. Прохорова, С.В. Аргунова и Н.И. Буслаевой [2, 3] проведен детальный анализ отказов и предаварийных ситуаций нефтеналивных резервуаров на нефтебазах республики САХА (Якутия). Так, в августе 1991 г. во время заполнения резервных резервуаров в п. Усть-Куйга последние получили значительные повреждения и вышли из строя. При этом во время аварии температура окружающей среды достигла +40°С, что привело к образованию трещин в уторных соединениях трех резервуаров объемом от 700 до 2000 м3. Геодезическая съемка, выполненная после аварии, установила, что максимальное значение разности отметок в пределах разрушенных уторных соединений составило более 294 мм.
В 1990 г. на предприятии «Якутскнефтепродукт» и Нижне-Бестяхской нефтебазы было обследовано техническое состояние более 20 резервуаров объемом от 1000 до 3000 м [2]. При этом в ходе сезонного оттаивания и промерзания грунтов РВС была выявлена максимальная разность осадок окраек по периметру днища от 102 до 258 мм, что также явилось причиной возникновения серьезных аварийных ситуаций.
Распределение отказов обследованных резервуаров на указанных предприятиях, в зависимости от их местонахождения представлено на рис. 1.
Одновременно в указанных резервуарах было выявлено множество дефектов, трещин и непроваров сварных швов как в уторном соединении, так и в днище.
Детальный анализ результатов комплексных обследований РВС и материалов, представленных на рис. 1, свидетельствует о том, что наиболее часто предаварийные либо аварийные ситуации возникают в самом опасном и перегруженном - уторном соединении стенки с днищем. Последнее объясняется тем, что в уторной зоне имеет место сложнонапряженное состояние, обусловленное наличием как кольцевых растягивающих усилий, так и меридиональных напряжений изгиба от краевых моментов.
Рис. 1. Зависимость отказов резервуаров от их местонахождения:
I - отказы, расположенные в стенке; II - отказы, расположенные в уторных соединениях; III - отказы, расположенные в монтажных швах; IV - отказы, расположенные в патрубке; V - отказы, расположенные в днище; VI - отказы, расположенные в трубопроводе
Как показывает практика зарождения и образования трещин, именно в уторном соединении последнее может происходить по трем характерным направлениям, представленным на рис. 2.
Рис. 2. Схемы образования трещин в уторном соединении РВС:
1 - окрайка; 2 - вертикальная стенка; 3 - внешний сварной шов;
4 - внутренний шов; 5 - хранимый нефтепродукт; I - усталостная трещина первого рода;
II - усталостная трещина второго рода; III - усталостная трещина третьего рода
Образование указанных дефектов и трещин в уторном соединении, по мнению автора, обусловлено:
- активными коррозионными процессами, происходящими в этой зоне из-за наличия подтоварной воды;
- малоцикловой усталостью металла в перегруженном сварном шве;
- наличием «остаточных» напряжений как в теле, так и в околошовной зоне сварного шва уторного соединения;
- возникновением «остаточных» напряжений непосредственно в вертикальной стенке резервуара в ходе формирования ее цилиндрической формы;
- возникновением сложнонапряженного состояния вертикальной стенки в результате неравномерной осадки РВС;
- наличием высокого температурного градиента в вертикальной стенке, из-за большого перепада температуры между хранимым нефтепродуктом и внешней средой;
- местной потерей устойчивости вертикальной стенки РВС, как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях непосредственно в зоне уторного соединения.
Очень часто на практике возникает необходимость определения наличия трещин и расслоений в зоне внутреннего сварного шва уторного соединения вертикальной стенки и окраек при полностью заполненном нефтепродуктом резервуаре. Данная задача до последнего времени решалась с очень большими трудозатратами и только после полного опорожнения РВС от нефтепродукта, соответственно, с помощью различных традиционных методов [4, 12, 13, 14, 15] и на основе практического применения:
- метода проникающих сред;
- методов, основанных на использовании рентгено- и гаммаскопии;
- методов неразрушающей, ультразвуковой дефектоскопии;
- магнитно-порошковых методов;
- магнитографических методов.
Детальный анализ всех вышеуказанных методов позволил установить фактическую невозможность сколь-нибудь эффективного использования их для выявления трещинообразных дефектов внутренних сварных швов уторного соединения при полностью загруженном РВС.
Системный анализ поставленной задачи и всех существующих методов прямого и косвенного определения характерных трещин в указанном сварном шве исследуемого соединения позволил автору разработать нетрадиционный метод определения ожидаемых трещин, на основе использования ультразвукового толщиномера, модели УТ-93П по ТУ
25-7761.007-86 представленного на рис. 3 и разработанного автором модифицированного и высокочувствительного магнитоупругого тестера для оценки действующих и «остаточных» напряжений в ферромагнитных материалах [5, 6], разрешающая способность которого превышает 0,1 МПа, рис.4.
Рис. 3. Схема практического применения Рис. 4. Общий вид магнитоупругого
ультразвукового толщиномера УТ-93П тестера для оценки НДС вертикальной
для выявления трещин во внутреннем сварном стенки в зоне уторного соединения
шве РВС, заполненного нефтепродуктом
Выполненные автором модельные эксперименты и натурные исследования позволили разработать детальный сценарий и эффективную методику выявления характерных трещин I,
II, и III рода (рис. 2), в исследуемом сварном шве.
В ходе использования ультразвукового толщиномера УТ-93П для определения характерных горизонтальных трещин I рода, на первом этапе выполнялась плановая тарировка указанного прибора. На втором этапе окрайка в зоне нахождения внутреннего сварного шва должна зачищаться снизу от коррозии для обеспечения акустического контакта датчика прибора УТ-93П и металла окрайки. Затем датчик устанавливался снизу на защищенное место окрайки непосредственно под внутренним сварным швом с обеспечением полного акустического контакта, как показано на рис. 5, а, б.
□ □ □ 1 2 3
\
4
9
Рис. 5. Схема определения характерной горизонтальной трещины I рода, во внутреннем сварном шве: а - схема прохождения ультразвука при наличии горизонтальной трещины в сварном шве; б - схема прохождения ультразвука при отсутствии горизонтальной трещины в сварном шве; 1, 2, 3, 4 - зоны установки акустического датчика; 5 - окрайка; 6 - вертикальная стенка; 7 - внешний сварной шов;
8 - внутренний сварной шов; 9 - акустический датчик; 10 - горизонтальная трещина I рода
В случае наличия между окрайкой и вертикальной стенкой или внутренним сварным швом любой микротрещины или микрорасслоения, посланный ультразвуковой сигнал отражается от верхней плоскопараллельной поверхности окрайки и вновь возвращается в тот же приемно-передающий датчик, так как ультразвуковой толщиномер работает с одним и тем же универсальным датчиком в режиме «эхо-локации», как показано на рис. 5, а, соответственно при установке датчика в зону 2, 3 и 4. При этом на цифровом табло прибора будет высвечиваться только толщина окрайки с точностью 0,1 мм, что является ярким признаком -наличия горизонтальной микротрещины в исследуемом сварном шве.
При установке датчика в зону 1 на рис. 5, а и в зону 4 на рис. 5, б, когда горизонтальная трещина I рода в сварном шве отсутствует, ультразвук без каких-либо потерь пройдет через окрайку непосредственно в сварной шов и, дойдя до его верхней поверхности, отразится от нее под некоторым углом, синхронным углу ее наклона к горизонту, что не позволит указанному сигналу вновь вернуться в датчик, что в данном случае также является наглядным и косвенным признаком - отсутствия в сварном шве ожидаемой горизонтальной трещины I рода.
Вертикальная трещина II рода может быть выявлена подобным же образом, но с обязательным созданием на внешней поверхности сварного шва уторного соединения, специальной рабочей площадки плоскопараллельной вертикальной поверхности стенки, для установки акустического датчика, как показано на рис. 6, а, б. При этом все остальные измерения могут выполняться практически идентично вышеописанной процедуре.
Усталостную трещину III рода, расположенную под углом 45°, можно обнаружить только на основе создания на внешней поверхности сварного шва еще одной специальной рабочей площадки, плоскопараллельной поверхности ожидаемой трещины под углом 45° к горизонту, как показано на рис. 7, а, б. В этом случае при наличии трещины III рода отраженный сигнал будет принят, а в случае отсутствия трещины указанный сигнал будет теряться, что подтверждают и все выполненные модельные и натурные эксперименты.
Рис. 6. Схема определения вертикальных трещин II рода:
1 - посланный сигнал; 2 - отраженный сигнал; 3 - акустический датчик;
4 - искусственно созданная рабочая площадка для установки датчика прибора УТ-93П
Кроме отмеченного, с целью косвенного определения момента появления трещин
I, II, и III рода в сварном шве уторного соединения автор предлагает применить магнитоупругий тестер для организации активного мониторинга НДС вертикальной стенки в двух главных направлениях, устанавливая рабочие датчики на вертикальную стенку с максимальным приближением к уторному шву, соответственно в горизонтальном и меридиональном направлениях. В результате, при постоянном уровне хранимого нефтепродукта в РВС и внезапном появлении во внутреннем сварном шве каких-либо усталостных трещин в контролируемой вертикальной стенке произойдет резкое увели-
чение кольцевых напряжений и синхронное уменьшение меридиональных напряжений, что будет зафиксировано с очень высокой точностью разработанной и апробированной магнитоупругой системой измерения [6].
Рис. 7. Схема определения характерных трещин III рода:
1 - посланный сигнал; 2 - отраженный сигнал; 3 - акустический датчик;
4 - искусственно созданная рабочая площадка для установки датчика прибора УТ-93П
В целом предложенная система активного мониторинга НДС резервуара и эффективная методика обнаружения усталостных трещин во внутреннем сварном шве уторного соединения позволит на практике значительно повысить общую эксплуатационную надежность таких экологически опасных объектов, как нефтеналивные резервуары большого объема, и одновременно резко уменьшить все затраты на плановые и внеплановые натурные обследования РВС без какого-либо удаления из них хранимых нефтепродуктов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Авария большого резервуара в Японии / пер. с англ. // Ж. Хайкан Гидзюцу. 1975. Т. 8. № 5. С. 128-142.
2. Техническое состояние резервуаров для хранения нефтепродуктов объединения «Якутнефтепродукт» / В.В. Филиппов, В. А. Прохоров, С.В. Аргунов, И.И. Буслаева // Известия вузов. Строительство. 1993. № 7-8. С. 13-16.
3. Buslajeva I.I. Research of Deformation of Tank Foundation under Conditions of the North / I.I. Buslajeva, V.A. Prohorov // Proceedings International Symposium «Geocryologic Problem of Construction in Eastern Russia and Northern China». Chita, 1998. P. 219-224.
4. Землянский А. А. Обследование и испытание зданий и сооружений / А. А. Землянский. М.: АСВ, 2001. 240 с.
5. Землянский А.А. Вопросы экспертизы технического состояния эксплуатируемых резервуаров для нефтепродуктов / А.А. Землянский // Строительство и недвижимость, судебная экспертиза и оценка: материалы II Междунар. конф. Прага, 2004. С. 30-33.
6. Землянский А.А. Мониторинг и управление надежностью зданий и сооружений различного назначения / А.А. Землянский // Промышленное и гражданское строительство. 2004. № 9. С. 39.
7. Коррозионная повреждаемость стальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти / Б.Ф. Беляев, В.М. Горицкий, Р.Р. Кулахметьев, Г.Р. Шнейдеров // Промышленное и гражданское строительство. 1998. № 5. С. 33-36.
8. Иванов С.Н. Влияние технологических несовершенств на безопасную эксплуатацию резервуаров / С.Н. Иванов, Н.В. Голубева, Ю.В. Плаксин // Промышленное и гражданское строительство. 1998. № 5. С. 27-28.
9. Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров. РД 153-112.017.97, 1997. 70 с.
10. Кондаков Г.П. Анализ причин аварий вертикальных цилиндрических резервуаров / Г.П. Кондаков, В.В. Кузнецов, М.И. Лукиенко // Трубопроводный транспорт. 1994. № 5. С. 6-7.
11. Кузнецов В.В. Проблемы отечественного резервуаростроения / В.В. Кузнецов, Г.П. Кондаков // Промышленное и гражданское строительство. 1995. № 5. С. 41-45.
12. РД 08-95-95. Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. М.: ПИО ОБТ, 2001. 39 с.
13. РД 39-0147103-385-87. Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных трубопроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. 282 с.
14. РД 39-30-1284-85. Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. 250 с.
15. Руководство по обследованию и дефектоскопии металлических резервуаров вместимостью от 100 до 50000 м3. Астрахань: Изд-во ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР, 1990. 145 с.
Землянский Анатолий Андреевич -
кандидат технических наук, доцент,
директор Балаковского института техники, технологии и управления Саратовского государственного технического университета
