ДИАГНОСТИКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ОЦЕНКА

1
Г.Х. Мурзаханов, В.Н. Щугорев
МЕТОДЫ ОЦЕНКИ
КОНСТРУКЦИОННОЙ ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
г. Москва 2009 г.
2
УДК 539.3:621.643.001.2
Г.Х. Мурзаханов, В.Н. Щугорев. Методы
прочности трубопроводов
оценки конструкционной
В пособии обобщены и систематизированы требования и порядок
проведения технического диагностирования магистральных трубопроводов с
целью проверки конструкционной прочности. Изложены расчетные методы
оценки остаточного ресурса магистральных трубопроводов, основанные на
применении критериев механики разрушения. Рассмотрены модели оценки
остаточного трубопроводов с учетом ползучести и при динамическом
воздействии сейсмического типа. Приведены результаты экспериментального
исследования характеристик прочности и трещиностойкости материала
линейных участков трубопровода, находящегося в эксплуатации более 20 лет. В
качестве примеров приведены оценки остаточного ресурса трубопроводов,
содержащих различные дефекты.
Пособие предназначено для подготовки инженеров механиков –
исследователей по специальности «Динамика и прочность машин» и магистров
по направлению «Прикладная механика», изучающих дисциплины:
«Конструкционная прочность» и «Промышленная безопасность». Также
пособие может быть полезным для специалистов научно-исследовательских,
проектных, конструкторских, экспертных и эксплуатационных организаций,
обеспечивающих надежность и безопасность трубопроводов на стадиях
проектирования и эксплуатации.
3
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………..…………….........5
1. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ…………………………………................7
2. ДИАГНОСТИКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
ТРУБОПРОВОДОВ…………………………………………………………………
…………….…9
2.1. Задачи диагностики технического состояния трубопроводов…....9
2.2. Организация технического диагностирования трубопроводов…..10
2.3. Основные методы и порядок диагностирования
трубопроводов………………………………………………………………………
…………...12
2.4. Комплексная диагностики технического состояния и оценка
остаточного ресурса
трубопроводов…………………………….…………………..…17
3. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА И МЕТОДИКИ СИСТЕМАТИЗАЦИИ
И РЕГУЛЯРИЗАЦИИ ПРЕДЫСТОРИИ НАГРУЖЕНИЯ
ТРУБОПРОВОДОВ………………...............................................................................
..........…........22
3.1. Нагрузки и воздействия на трубопровод………….……….……....22
3.2. Методика систематизации и регуляризации предыстории
нагружения
трубопроводов…………………………………………………………..…..24
3.3. Разработка требований к составу и наполнению информационной
базы в электронном
виде………………………………………………………….........................................
26
4. АЛГОРИТМЫ СХЕМАТИЗАЦИИ ДЕФЕКТОВ В
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ.………………….….……………………………………………………….…29
4.1. Классификация дефектов металла трубопроводов……………......29
4.2. Классические (неострые) дефекты………………………..…….….34
4.3. Трещиноподобные (острые) дефекты…………………..…….……36
4.4.Схематизация распределения номинальных напряжений…………39
4.5. Расчет коэффициентов интенсивности напряжений (КИН)
эквивалентных
дефетов……………………………..……………………………………..39
5. КРИТЕРИИ ПРОЧНОСТИ, ТРЕЩИНОСТОЙКОСТИ И
ДОЛГОВЕЧНОСТИ ТРУБПРОВОДОВ
……………………………………...…………...42
5.1. Критерии статической прочности…………………………………..42
6. МОДЕЛИ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ..46
6.1. Общие положения………………………..…………….……………46
6.2. Требования по расчету остаточного ресурса…………………...….47
4
6.3. Расчет остаточного ресурса участка трубопровода по
коррозионному
износу……………………………………………………………………...….48
6.4. Расчет остаточного ресурса участка трубопровода с учетом
механохимической
коррозии……………………………..………………………………..50
6.5. Объединенная модель КРН трубопроводов…………………………...51
6.6. Модель КРН трубопроводов, основанная на оценке остаточной
прочности…………………………………………………………………………...59
7. ЭТАП УСТАЛОСТНОГО РОСТА ТРЕЩИН (ЦИКЛИЧЕСКАЯ
ТРЕЩИНОСТОЙКОСТЬ)…………………………………….……………….……..
...66
7.1. Модели роста трещин при циклическом и длительном
нагружениях…………………………………………………………………………
…….……66
7.2. Оценка долговечности и прогнозирование остаточного
ресурса…………………………………………………………………………….…
….…67
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…………………………………...………………72
5
ВВЕДЕНИЕ
Настоящее пособие написано на основе нормативного документа
Методика и программный комплекс для компьютеров Диагностика
технического состояния и оценка конструкционной прочности и остаточного
ресурса магистральных и промысловых трубопроводов. Методика согласована
в Госгортехнадзоре РФ (письмо № 10-03/503 от 16.05.2003 г.). Кроме того,
включены последние журнальные публикации авторов, посвященные оценке
остаточного ресурса трубопроводов с учетом ползучести и динамических
воздействий сейсмического типа. В пособии обобщены и систематизированы
требования и порядок проведения технического диагностирования
магистральных трубопроводов (МТ) с целью проверки конструкционной
прочности и статочного ресурса. Положения Методики распространяется на
магистральные трубопроводы, устанавливая систему организации контроля и
диагностики линейной части (ЛЧ) МТ, и является рекомендательными для всех
предприятий, осуществляющих проектирование, строительство и эксплуатацию
МТ, а также специализированных организаций, проводящих работы по
экспертизе и диагностике МТ. Методика применяется при экспертной оценке
конструкционной прочности и остаточного ресурса трубопроводов,
выполняемой в следующей последовательности:
1) построение расчетных схем и оценка напряженно-деформированного
состояния участков трубопровода с дефектами;
2) оценка нагрузок и воздействий для стандартных и нестандартных
условий работы трубопровода;
3) оценка параметров коррозионно–агрессивной среды и характеристик
прочности и трещиностойкости трубопроводных сталей;
4) классификация и ранжировка геометрических несовершенств и
дефектов
трубопровода
технологического
и
эксплуатационного
происхождения;
5 классификация возможных типов отказов, выбор предельных состояний
и формализация критериев предельных состояний для соответствующих типов
отказов;
6) расчет конструкционной прочности трубопроводов;
7) оценка остаточного ресурса и выдача рекомендаций по оптимальным
режимам эксплуатации трубопроводов;
8) планирование текущего и капитального ремонта трубопроводов.
Контроль и технический надзор за МТ должны осуществляться в течение
всего периода и на всех стадиях создания и эксплуатации объектов, включая
проектирование, строительство, приемку в эксплуатацию и эксплуатацию МТ.
Работа проводится в соответствии с существующими государственными и
международными стандартами, строительными нормами и правилами (СНиП) и
другими нормативными актами с использованием отечественного и
зарубежного передового опыта, а также прогрессивных методик, технологий и
средств.
При контроле и диагностировании технического состояния МТ должна
быть использована информация, получаемая при изысканиях, проектировании,
6
строительстве и производственном контроле подрядчика, авторском надзоре
проектных организаций, испытаниях и приемке объектов в эксплуатацию,
эксплуатации
и
техническом
надзоре
заказчика,
специальном
диагностировании и исследовательских работах, надзоре государственных и
ведомственных органов. Вся информация должна заноситься и храниться в
банках данных на данный объект и его части.
В Пособии рассмотрены правила и методы решения задач технического
диагностирования,
включающие:
контроль
технического
состояния
трубопроводов; поиск места и размеров дефектов и повреждений;
прогнозирование технического состояния трубопроводов. Пособие включает
порядок организации обследования, основные работы, выполняемые при
обследовании и расчете остаточного ресурса участков трубопровода. Все
технические мероприятия и подготовка к обеспечению противопожарных и
безопасных
условий
проведения
технического
диагностирования
трубопроводов осуществляется согласно действующим нормативнотехническим документам.
7
1. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
В настоящем
документы:
пособии
использованы
следующие
нормативные
1.
Положение о федеральном горном и промышленном надзоре
России. Указ Президента РФ № 235. 18.02.1993.
2.
Положение о государственной экологической экспертизе.
Минтопэнерго РФ № 56.11.03.94.
3.
СНиП
3.01.4-87
Приемка в эксплуатацию законченных
строительством объектов. Основные положения.
4.
ГОСТ 26656-85. Техническая диагностика. Контролепригодность.
Общие требования.
5.
ГОСТ 27518-87. Диагностирование изделий. Общие требования.
6.
ГОСТ 27.003-90. Надежность в технике. Состав и общие правила
задания требований по надежности.
7.
ГОСТ 9.014-78 ЕСЗКС. Временная противокоррозионная защита
металлов и изделий. Общие положения.
8.
ГОСТ 9.509-89 ЕСЗКС. Средства временной противокоррозионной
защиты. Методы определения защитной способности.
9.
ГОСТ 18353-79. Контроль неразрушающий. Классификация видов
и методов.
10. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные.
Методы ультразвуковые.
11. ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные.
Радиографический метод.
12. ГОСТ 20415-82. Контроль неразрушающий. Методы акустические.
Общие положения.
13. ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие
требования к защите от коррозии.
14. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия.
Термины и определения.
15. ГОСТ 15467-79. Управление качеством продукции. Основные
понятия. Термины и определения.
16. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения.
17. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы.
18. Методика оценки работоспособности труб линейной части
нефтепроводов на основе диагностической информации. РД 39-00147105-00191.
19. Методические указания по определению остаточного ресурса
потенциально опасных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России.
РД 09-102-95
8
20. Методические рекомендации по количественной оценке состояния
магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по
степени опасности и определению остаточного ресурса. ВРД 39-1.10-004-99.М.: ИРЦ Газпром.-2000 г.-51 с.
21. Методика прогнозирования остаточного ресурса нефтезаводских
трубопроводов, сосудов, аппаратов и технологических блоков установок
подготовки нефти, подвергающихся коррозии. – М.: МИНТОПЭНЕРГО. –
1993.-88 с.
22. Методика оценки сроков службы газопроводов. Утв. РАО
«Газпром», письмо № 10-03/206 от 02.06.1995 г.
23. Методические указания по диагностическому обследованию
состояния коррозии и комплексной защите подземных трубопроводов от
коррозии. – М.: СОЮЗЭНЕРГОГАЗ, ГАЗПРОМ, 1989. – 142 с.
24. ПБ 03-517-02. Общие правила промышленной безопасности для
организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной
безопасности
опасных
производственных
объектов.
Постановление
Госгортехнадзора России от 18.10.02 № 61-А (зарегистрировано Минюстом
России 28.11.02 г., рег. № 3968).
25. Р 51-31323949-42-99. Рекомендации по оценке работоспособности
дефектных участков газопроводов. ВНИИГАЗ, 02.10.1998 г.
26. РД 09-102-95. методические указания по определению остаточного
ресурса потенциально опасных объектов поднадзорных Госгортехнадзору
России. – М.: Госгортехнадзор. Пост. № 57 от 17.11.95. – 14 с.
27. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и
отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. – М.: НПО ОБТ.- 1994. – 272 с.
28. РД 51-4.2-003-97. Методические рекомендации по расчетам
конструктивной надежности магистральных газопроводов. Утв. РАО
«Газпром», 03.04.1997 г., приказ № 55 от 24.04.1997 г.
29. ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации
технологических трубопроводов Постановление Госгортехнадзора России от
10.08.03 № 80.
30. ВРД 39-1.10-033-2001 Инструкция по обеспечению безопасности
газопроводов, подверженных стресс-коррозии. –М.: ОАО Газпром, 31.07.2001 г.
31. ВСН 39-1.10-009-2002. Инструкция по отбраковке и ремонту труб
линейной части магистральных газопроводов. –М.: ОАО Газпром, 2002 г.
32. ВРД 39.1.10-043-2001. Положение о порядке продления ресурса
магистральных газопроводов. –М.: ОАО Газпром, 2001 г.
33. РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования
магистральных нефтепроводов. -М.: , 01.07.2002 г.
34. ФЗ Специальный технический регламент «О безопасности
магистрального трубопроводного транспорта, внутрипромысловых и местных
распределительных трубопроводов», (проект) 2008 г.
9
2. ДИАГНОСТИКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
ТРУБОПРОВОДОВ
2.1. Задачи диагностики технического состояния трубопроводов
Основными задачами контроля и диагностики МТ являются определение
технического состояния на основе комплексного мониторинга в процессе
создания и эксплуатации системы, оценка и прогнозирование динамики
технического состояния с целью обеспечения надежной и безопасной
эксплуатации трубопроводной системы. Объектами технической диагностики
являются все сооружения, установки, узлы и элементы согласно СНиП 2.05.0685 "Магистральные трубопроводы" в составе экосистемы "трубопровод окружающая среда", мониторинг которой должен рассматриваться как
составная часть диагностики всей системы и ее элементов.
Диагностика технического состояния трубопровода должна учитывать
результаты контроля на всех этапах его жизненного цикла от изысканий,
проектирования, сооружения, испытаний, сдачи в эксплуатацию, приработки и
нормального функционирования до этапов старения системы, ее ремонта и
восстановления работоспособности. Оценка технического состояния системы и
ее параметров должна производиться на основе специально разработанных
методик с учетом строительных и технологических условий (указаний),
инструкций, проектных решений и других нормативных требований.
Контроль и мониторинг технического состояния трубопроводных систем
включает:
- получение информации в предэксплуатационный период (ранняя
диагностика) из проектных материалов, включая материалы изысканий,
лабораторных исследований грунтов, материалов и элементов сооружений;
заводских исследований изделий
и оборудования, сертификатов,
исполнительной документации; приемо-сдаточных испытаний трубопроводов,
по которой устанавливается степень соответствия системы техническим
требованиям и ее работоспособность;
- получение информации при текущей эксплуатации системы по
материалам периодических (плановых или эпизодических) обследований
измерений, наблюдений за динамикой системы и окружающей среды и
экологической ситуации в зоне расположения контролируемых объектов
включая
получение информации при проведении ремонтных и
восстановительных работ, а также реконструкции системы, используемой для
принятия мер по поддержанию надежности и безопасности эксплуатации
системы.
При плановом обследовании проверяют охранную зону и зону
минимальных расстояний, переходы через водные преграды, овраги, железные
и автомобильные дороги, крановые площадки и площадки аварийных запасов
труб, узлы приема и пуска очистных устройств, вдольтрассовые проезды,
подъезды к трубопроводам, мосты, дамбы, переезды через трубопроводы.
водопропускные и другие сооружения, вдольтрассовые линии связи и
10
электропередачи, знаки обозначения трассы, состояние геодезической опорной
сети, знаки судоходной обстановки, пересечения трубопроводов с
коммуникациями
сторонних
организаций
(ЛЭП,
газопроводами,
нефтепродуктопроводами и т.п.), а также состояние средств обеспечения
безопасности.
2.2. Организация технического диагностирования трубопроводов
Организационно комплексное техническое диагностирование за
техническим состоянием МТ базируется на централизованной системе
контроля заказчика в виде центров диагностики, в которых формируются банки
данных по конкретным объектам. Для проведения работ по обследованию
технического состояния МТ и сопутствующих этому работ центры диагностики
могут привлекать на контрактной основе компетентные фирмы,
аккредитованные при Госгортехнадзоре РФ.
Для осуществления своевременного и качественного технического
диагностирования Заказчик обязан: предоставлять необходимую проектную
документацию и информацию в объеме банка данных по подконтрольным
объектам и своевременно, в установленном порядке, ставить в известность обо
всех изменениях, вносимых в них.
Работы по техническому диагностированию должны выполняться
организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом,
которые
располагают
необходимыми
средствами
технического
диагностирования, нормативно-технической документацией на диагностику
трубопроводов, а также имеют обученных и аттестованных в установленном
порядке специалистов. В состав исполнителей диагностических работ
обязательно должны входить специалисты, знающие требования к базовому
образцу трубопровода и технологию перекачки. Специалисты по техническому
диагностированию МТ должны быть аттестованы по конкретному виду работ
организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России. Специалисты по
неразрушающему
контролю
могут
выполнять
при
техническом
диагностировании только те виды работ, на которые они аттестованы в порядке
установленном Госгортехнадзором России.
Организация технического диагностирования МТ должна включать:
- контроль технического состояния трубопровода;
- специальные диагностические работы по поиску дефектов и
повреждений трубопровода;
- прогнозирование технического состояния трубопровода.
Контроль технического состояния трубопровода должен быть
организован в составе технического обслуживания и ремонта (ТОР) или по
плану диагностики включающей:
- наружный осмотр трассы трубопровода;
- контрольный осмотр участка трубопровода;
- специальный контрольный осмотр трубопровода;
- ревизию участка трубопровода;
11
- генеральную ревизию трубопровода;
- переиспытание (опрессовку) трубопровода повышенным внутренним
давлением.
Специальные диагностические работы на трубопроводе должны быть
организованы по плану диагностики с целью:
- сплошной дефектоскопии стенки трубопровода путем пропуска
(протаскивания) внутритрубных дефектоскопов;
- определения профиля трассы, глубины залегания труб, сплошности и
плотности грунта вокруг трубопровода;
- сплошной дефектоскопии трубопровода на трещинообразование в
металле трубопровода внешними средствами акустикоэмиссионного контроля;
сплошной
дефектоскопии
изоляции
трубопровода
путем
электрометрических измерений.
При всех видах диагностических работ на трубопроводе обязательно
проведение следующих мероприятий:
- назначение лиц, ответственных за подготовку трубопровода, за
подготовку и проведение диагностических работ;
- подготовку системы технического диагностирования;
- проверку состояния воздушной среды, наличия средств пожаротушения
и техники безопасности на месте проведения диагностических работ;
- подготовку и обеспечение приспособленности трубопровода к
диагностическим работам;
- подготовку документации на диагностирование трубопровода;
- контроль качества выполнения диагностических работ.
Документы на диагностирование трубопровода должны включать:
- документацию на организационно-технические мероприятия по
проведению диагностирования МТ, включающие подготовительные, основные
виды работ и меры по обеспечению пожарной безопасности и техники
безопасности;
- эксплуатационную документацию на средства диагностирования;
технологическую
документацию
на
систему
технического
диагностирования трубопровода;
- заключение по результатам технического диагностирования.
Основным документом по организации технического диагностирования
трубопровода должно быть “Техническое задание” на проведение технического
диагностирования, утвержденное заказчиком.
Техническое задание на диагностирование ПТ должно включать:
- цели и задачи диагностирования;
требования
по
обеспечению
приспособленности
МТ к
диагностированию;
- номенклатуру диагностических параметров и характеристик
(показатели и характеристики диагностирования);
- требования к диагностическому обеспечению трубопровода;
- план-график диагностирования с указанием исполнителей;
12
- требования к документам на диагностирование;
- порядок отчетности.
Документация на организацию диагностирования должна включать:
- план-график подготовки участка трубопровода к диагностированию,
содержащий перечень работ и порядок их проведения с указанием
ответственных исполнителей;
- приказ о начале работ по план-графику подготовки и назначения
ответственных исполнителей;
- акт готовности участка трубопровода к диагностированию, содержащий
полный перечень и сведения о качестве всех проведенных работ;
- план-график проведения диагностирования участка трубопровода,
содержащий перечень работ и порядок проведения с указанием ответственных
исполнителей;
- приказ о начале работ по диагностированию участка трубопровода по
план-графику и о назначении ответственных исполнителей;
- перечень выделяемых технических средств и персонала обеспечения
работ по диагностированию;
- приказ о выделении штатных технических средств обеспечения работ по
диагностированию и назначении ответственных исполнителей.
2.3. Основные методы и порядок диагностирования трубопроводов
Система
технического
диагностирования
представляет
собой
совокупность различных методов и средств контроля на всех стадиях создания
и эксплуатации сооружения различных объектов диагностики, а также
исполнителей, осуществляющих диагностику по правилам, установленным
соответствующей нормативно-технической документацией. Техническая
диагностика в процессе эксплуатации объекта выполняется для проверки его
работоспособности, выявления дефектов, изменений технологических режимов
и технического состояния МТ, а также условий взаимодействия с окружающей
средой. Такой контроль, помимо диагностических обследований с применением
технических средств, может включать прогнозирование остаточного ресурса,
оценку опасности (риска) дальнейшей эксплуатации, выводы о необходимости
ремонта или реконструкции, определение срока, типа и объема ремонтных
работ, а также предложения по изменению технологического режима
эксплуатации.
Диагностические исследования должны проводиться с учетом
предварительного выявления потенциально опасных линейных участков
(проходящих, например, в слабонесущих, пучинистых, вечномерзлых грунтах,
на подрабатываемых или обводненных территориях, в горах и т.д.). А также
особо ответственных и сложных объектов контроля, таких, как надземные и
подводные переходы, переходы под железными и автомобильными дорогами,
т.д.
Система технического диагностирования МТ включает:
13
- обследования (осмотры, измерения) комплексом методов и средств с
оценкой параметров технического состояния, характеризующих на разных
этапах исправность и работоспособность трубопроводов, их элементов,
оборудования и сопутствующих сооружений;
- наблюдения за динамикой условий эксплуатации, включая замеры
давления, температуры продукта и окружающей среды, уровня грунтовых вод,
ореолов оттаивания и промерзания грунта в полосе отвода и вокруг
трубопровода, измерение коррозионной активности грунта, внешних нагрузок и
воздействий;
- фиксация деформаций трубопроводов и перемещений грунтов,
окружающих' трубопровод и на прилегающих территориях, и изменение других
условий эксплуатации, а также экологической ситуации в зоне, окружающей
контролируемые объекты.
При оценке технического состояния МТ решаются следующие задачи:
- определение возможности образования дефектов на участках
трубопроводов, эксплуатируемых в экстремальных условиях;
- установление кинетики развития дефектов труб и защитных покрытий;
- установление кинетики изменения физико-механических характеристик
материала трубопровода;
- определение изменения технологических параметров в процессе
эксплуатации трубопроводов;
- определение динамики развития условий
взаимодействия
трубопроводов с окружающей средой;
- расчет аварийно-опасных участков трубопроводов, оптимальных
режимов их эксплуатации и разработки предложений по поддержанию их
конструктивной надежности;
- определение оптимальной технологии и средств диагностирования и
ремонта МТ.
Техническое диагностирование МТ включает функциональное и тестовое
диагностирование. Функциональное диагностирование осуществляется в
процессе нормальной эксплуатации МТ, в частности, при измерениях
технологических параметров, условий окружающей среды, контроле
напряженно-деформированного состояния и перемещений трубопроводов,
контроле коррозионного состояния и т.д. В этом случае объект находится под
влиянием рабочих нагрузок и воздействий. Тестовое диагностирование
объектов осуществляется при специально создаваемых контрольных нагрузках
и воздействиях, отличающихся от эксплуатационных по величине и времени
воздействия. В частности, при проверке служебных свойств труб,
предэксплуатационных испытаниях или переиспытаниях трубопроводов, при
испытаниях оборудования и изделий, при испытаниях материалов и изделий их
разрушением (определение прочности и деформационных характеристик
металла, грунта и т.п.). Нагрузки и воздействия при тестовом
диагностировании, как правило, превышают рабочие, а время их воздействия
ограничено.
14
При плановом обследовании МТ в состав работ входит определение
технического состояния оборудования и коммуникаций:
- обнаружение нарушений Правил технической эксплуатации МТ, Правил
охраны магистральных трубопроводов;
- выявление утечек, предаварийных состояний и аварий, других
неполадок и повреждений;
- выявление неисправностей на близлежащих сооружениях и объектах,
реально угрожающих целостности трубопровода;
- проверка участков трубопровода на герметичность с уточнением
размеров свищей и величин утечек продукта;
- выявление коррозионных и эрозионных повреждений, трещин и других
дефектов металла;
- измерение механических напряжений металла, деформаций и
перемещений участков трубопроводов;
- оценка состояния опор, креплений и других конструктивных элементов
надземных переходов, узлов приема и пуска очистных устройств,
расходомерных пунктов и т.п.;
- определение технического состояния подводных переходов;
- определение глубины заложения подземных трубопроводов;
- определение возможностей прохождения очистных или измерительных
внутритрубных, устройств (для участков, где такие устройства ранее не
пропускались);
- визуальная или инструментальная оценка состояния изоляции и металла
трубы при помощи электрометрии и шурфования.
В основной состав работ, выполняемых при техническом
диагностировании трубопровода должны входить:
- анализ документации и определение потенциально-опасных по
техническому состоянию участков трубопровода;
- определение способа обследования: точечный, кусочно-интервальный
или сплошное обследование;
- установление состава работ и определение номенклатуры
диагностических показателей и характеристик трубопровода;
- подготовка системы технического диагностирования: технических
средств и технологии диагностики, специалистов по диагностике, а также
самого трубопровода и обследуемого участка к диагностированию;
- выполнение полевых диагностических работ;
- восстановление объекта диагностирования (участка трубопровода)
после проведения диагностических работ;
- обработка, анализ результатов диагностирования, расчеты остаточного
ресурса и максимально-допустимого рабочего давления (при необходимости
цикличности нагружения трубопровода внутренним давлением);
- выдача заключения о возможности и условий дальнейшей эксплуатации.
Анализ документации должен включать:
- анализ и синтез паспортной, проектной и эксплуатационной
документации;
15
- предварительную оценку обследуемого участка МТ на соответствие
базовому образцу трубопровода (требованиям действующей нормативнотехнической документации);
- оформление заключения и акта по результатам анализа и синтеза
исходной информации.
Выбор для диагностики потенциально опасных участков трубопровода
следует осуществлять по результатам:
- предыдущих контрольных операций при ТОР (наружного осмотра,
контрольного и специального контрольного осмотров, ревизии и генеральной
ревизии, опрессовки трубопровода);
- специальных диагностических работ;
- оценки скорости коррозионно-эрозионных процессов прямыми или
косвенными замерами толщины металла труб с учетом опыта эксплуатации
аналогичных трубопроводов;
-анализа статистических данных по авариям и повреждениям на
трубопроводах;
- анализа технического состояния участков трубопроводов, работающих в
наиболее тяжелых условиях (наличие скопления пластовых вод, расслоение
режима течения, низкие скорости, наличие песка и других твердых эрозийных
материалов в продукте перекачки, общие и местные деформации
трубопроводной конструкции, наложение высокочастотных колебаний
(вибраций) на низкочастотные циклические нагрузки трубопровода внутренним
давлением);
- анализа результатов расчетов остаточного ресурса ранее обследованных
участков трубопровода.
В основной состав полевых диагностических работ следует включать:
- геодезические изыскания по трассе трубопровода;
- определение мест шурфовки на выбранных потенциально-опасных
участках;
- проведение шурфовок;
- выполнение диагностических работ в шурфе, предусматривающих в
целом визуально-инструментальный контроль изоляции, основного металла,
сварных и несварных соединений, ультразвуковую толщинометрию металла,
измерение твердости металла, измерение напряженно-деформированного
состояния геометрических неоднородных мест в трубопроводе (при
необходимости), акустико-эмиссионный контроль трещинообразования в
металле,
ультразвуковую
дефектоскопию,
рентгенографию
и
магнитопорошковую дефектоскопию;
- восстановление изоляции и засыпка шурфа.
В состав диагностических работ при наружном осмотре действующего
трубопровода следует включать:
- технический и экологический мониторинг за техническим состоянием
трассы трубопровода и его элементов, находящихся на поверхности земли;
- оценку на соответствие технического состояния трассы трубопровода и
его элементов требованиям базового образца трубопровода;
16
- регистрацию показаний приборов, по которым осуществляется контроль
за давлением в трубопроводе, а также возможных утечек (выход на
поверхность) транспортируемой продукции;
- оформление заключения о возможности или условий дальнейшей
эксплуатации трубопровода.
В состав диагностических работ при контрольном осмотре действующего
трубопровода следует включать:
- анализ документации и установление потенциально-опасных локальных
участков трубопровода;
- точечный визуально-измерительный контроль, включающий замеры
геометрической неоднородности соединительных деталей и сварных
соединений, геометрических размеров дефектов и повреждений;
- точечный неразрушающий контроль, включающий основной металл,
сварные и разъемные соединения и изоляцию;
- оценку на соответствие технического состояния локального участка
трубопровода базовым требованиям;
- оформление заключения о возможности или условий дальнейшей
эксплуатации трубопровода.
Для точечного контрольного осмотра следует выбирать контрольный
отрезок длиной 3,5-4 м собственно трубопровода или соединительную деталь.
Состав работ специального контрольного осмотра, который выполняется
кусочно-интервальным способом, следует формировать из состава работ
контрольного осмотра.
Кусочно-интервальный способ диагностики подразумевает точечный
контроль нескольких контрольных отрезков (длиной 34 м) трубопровода,
находящихся на расстоянии не более 500 м. Более точное расстояние между
контрольными точками следует определять по месту работ и степени
дефектности и поврежденности обследуемых контрольных отрезков
трубопровода.
В состав диагностических работ при ревизии, после вывода трубопровода
из эксплуатации, вытеснения перекачиваемого продукта, промывки водой и
очистки от отложений и грязи (при необходимости), следует включать:
- визуальный осмотр и неразрушающий контроль показателей и
характеристик ревизируемого участка трубопровода;
- инструментальные замеры геометрических характеристик и
неразрушающий контроль соединительных узлов (сварных и несварных
соединений);
- механические испытания и металлографические исследования
состояния металла трубопровода (при необходимости);
- оценку на соответствие технического состояния ревизируемого участка
МТ и их элементов требованиям базового образца МТ. Принятие решения о
дальнейшей эксплуатации участка МТ или проведения генеральной ревизии
МТ.
Состав работ генеральной ревизии трубопровода, который выполняется
кусочно-интервальным способом, следует формировать из состава работ
17
ревизии участка трубопровода. Кусочно-интервальный способ генеральной
ревизии трубопровода подразумевает ревизию нескольких (до пяти)
аналогичных участков трубопровода, расположенных равномерно по всей
длине трубопровода.
В состав диагностических работ при переиспытании (опрессовки)
трубопровода повышенным давлением следует включать:
- визуально-измерительный контроль и выявление мест общих и местных
деформаций, оголения, искривления и выпучины на трубопроводе;
- проверку прочности и герметичности труб и соединений кусочноинтервальным способом на потенциально-опасных участках трубопровода (при
необходимости электронно-акустическим методом обнаружения утечек);
- контроль трещинообразования акустической эмиссией в металле
трубопровода кусочно-интервальным способом на потенциально-опасных
участках трубопровода (при необходимости);
- оценку на соответствие технического состояния трубопровода базовому
образцу МТ;
- оформление заключения о возможности и условий дальнейшей
эксплуатации МТ.
В состав специальных диагностических работ, которые выполняются
сплошным обследованием трубопровода, следует включать:
- внутритрубный контроль с использованием внутритрубных снарядовпрофилемеров на наличие дефектов, сужающих проходное сечение трубы,
вмятин и гофр;
- внутритрубный контроль с использованием ультразвуковых снарядовдефектоскопов на наличие коррозионных дефектов, расслоения металла и
других дефектов несплошности;
- внутритрубный контроль с использованием магнитных снарядовдефектоскопов на наличие дефектов кольцевых сварных швов;
- внутритрубный контроль с использованием ультразвуковых снарядовдефектоскопов на наличие трещиноподобных дефектов в основном металле и
продольных сварных швах труб;
- внутритрубный контроль с использованием геофизических снарядовдефектоскопов для определения профиля трассы, глубины залегания
трубопровода, сплошности и плотности грунта по периметру труб;
- внешний акустико-эмиссионный контроль на трещинообразования в
металле трубопровода;
- электрометрические измерения состояния изоляции трубопровода (при
наличии электрохимзащиты).
2.4. Комплексная диагностика технического состояния и оценка
остаточного ресурса трубопроводов
Комплексная диагностика участков МТ должна включать в себя
следующие этапы:
18
- анализ информации, содержащейся в техническом паспорте и банке
данных (требования к составу исходной информации приведены в табл. 1.
- расчетная диагностика и определение остаточного ресурса
трубопровода по методике и программным комплексам, принципиальная схема
расчета показана на рис.1;
- техническое обследование участка;
- анализ результатов;
- определение степени опасности дефектов;
- оценка общего напряженно-деформированного состояния участка и его
отдельных мест;
- оценка работоспособности участка;
- принятие решений о дальнейшей эксплуатации (или ремонте) и о
технических мероприятиях по восстановлению несущей способности участка.
По результатам выполненных работ по натурному обследованию участка
МТ оформляются заключение или отчет, в которых должны быть отражены:
а) конкретное описание фактического состояния трубопровода;
б) рекомендации для разработки технического проекта ремонтновосстановительных
и
укрепительных
мероприятий,
инженерногидрологических работ, предотвращающих обводнение грунтов и
регулирующих режимы стока поверхностных вод, выбора рациональных
режимов эксплуатации;
в) предложения по проведению дополнительных изысканий и
исследований.
Результаты натурных обследований участка МТ должны оформляться
актами, формы которых должны быть разработаны в специализированных
инструктивных документах по каждому виду работ.
Для всех потенциально-опасных участков МТГ, выявленных в результате
натурного обследования МТ. необходимо выполнить оценку напряженнодеформированного состояния (НДС). Определение НДС опасного участка МТ
должно производиться по
специально разработанным
методикам,
применительно к следующим участкам:
- подземный участок МТ;
- надземный многопролетный трубопровод;
- однопролетный балочный надземный переход;
- висячий переход;
- участки в непроектном положении;
- подводный переход;
- переход под автомобильной или железной дорогой в футляре;
- перемычки между основными нитками МТ;
- участок в зоне действия оползня;
- участок в зоне протекания карстовых явлений.
Каждый из потенциально-опасных участков подвергается расчету на
прочность и устойчивость и их оценке в соответствии с нормами и
отраслевыми рекомендациями. В некоторых случаях расчету НДС по данным
натурного обследования должны предшествовать расчеты участка МТ на
19
прочность и устойчивость по проектному положению. Полученные результаты
используются для сравнения с результатами расчетов по методике,
предназначенной для оценки НДС фактического положения участка на
основании данных съемки участка.
На основании анализа и оценки результатов технического обследования
участка МТ, а в необходимых случаях также на основании оценки его
напряженно-деформированного
состояния
должны
быть
приняты
соответствующие выводы и решения относительно дальнейших условий
эксплуатации участка.
Система принятия решений должна включать в себя:
- оценку работоспособности участка;
- оценку его остаточного ресурса;
20
Статистическая отчетность,
Образцы металла
технологические карты
Исследования
металла
δ, σ, ψ, K c
Методика
определения
ресурса и
модели
развития
дефектов
Исследования
режимов и нагрузок
P, N
Расчет долговечности
металла труб и
построение графиков
Информация о дефектах
(типовые и натуральные)
14
Сжатый профиль
и раскладка труб
Анализ
характерных и
критических
точек профиля
и смены типа
труб
XГС
Графики
долговечности по
типам металла
R m  f(P, N)
Расчет ресурса трубопровода
по участкам и построение эпюр
Эпюры ресурса
по участкам
трубопров ода
R  f(L)
Рейтинг риска по
участкам
участки
Рейтинг
№1
185
№2
102
……..
……..
Î ï ðåäåëåí èå î áúåì à
è âðåì åí è ðåì î í òà
Рис. 1. Схема расчета ресурса линейных участков трубопровода.
21
- заключение о выводе участка МТ в ремонт или об условиях его
эксплуатации и периодичности обследования. Такими решениями могут
быть:
- немедленная остановка эксплуатации для проведения ремонтновосстановительных работ;
- продолжение эксплуатации без ограничений до очередного плановопредупредительного ремонта или капитального ремонта;
- продолжение эксплуатации с ограничениями по технологическим
параметрам МТ и введением дополнительных осмотров, неразрушающего
контроля и технической диагностики с периодичностью, обеспечивающей
безопасную его эксплуатацию.
Таблица 1. Требования к составу исходной информации
№
Перечень исходной информации по промысловому трубопроводу
1
Акт сдачи трубопровода в эксплуатацию.
п
2
Рабочие параметры трубопровода (давления: начальное, конечное,
обводненность, рабочая среда, ее физический и химический составы,
температура окружающей среды), если эти данные за время эксплуатации
существенно изменялись, то указать все изменения.
3
Паспортные данные по трубопроводу (диаметр, толщина стенки по всем
участкам, сертификаты качества на трубопроводную сталь);
4
Состав и состояние внешней изоляции трубопровода, использование
ингибиторов внутренней коррозии.
5
Топографическая съемка оси трассы трубопровода с указанием всех
близкорасположенных объектов: линии электропередачи, автомобильные и
железные дороги, наличие других трубопроводов с указанием их класса, водные
преграды, заболоченные участки, населенные пункты и др.
6
Профиль трассы с указанием отметок над уровнем моря, состав и степень
коррозионной активности грунтов.
7
Данные по обнаруженным дефектам и статистику по отказам.
22
3. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА И МЕТОДИКИ СИСТЕМАТИЗАЦИИ
И РЕГУЛЯРИЗА
ЦИИ ПРЕДЫИСТОРИИ НАГРУЖЕНИЯ.
3.1. Нагрузки и воздействия на трубопровод
Трубопровод во время эксплуатации испытывает нагрузки и
воздействия,
которые,
в
общем
случае,
представляют
собой
пространственные функции. Поэтому, учитывая продолжительность сроков
эксплуатации трубопроводов и высокую изменчивость нагрузок и
воздействий, исходная информация о нагрузках и воздействиях должна быть
подготовлена с учетом фактора времени.
Различают
стандартные и нестандартные
условия работы
трубопровода. В первом случае для расчета параметров проектируемого
трубопровода реализуют базовую упрощенную процедуру исследования и
расчета напряженно-деформируемого состояния трубопровода. Для
нестандартных условий работы должна быть применена расширенная
процедура анализа нагрузок и воздействий на трубопровод и расчета
напряженно-деформированного состояния.
К нестандартным относятся условия, при которых прокладка трассы
трубопровода планируется по территориям со следующими характерными
особенностями:
- заболоченные и подтопленные территории;
территории с поверхностными пустотами различного происхождения
(подрабатываемые территории в зонах шахтного строительства, территории с
карстовыми пустотами и т. п.);
- зоны вечномерзлых грунтов;
- оползневые зоны;
- сейсмоопасные зоны.
Перечень особых зон является открытым. По выбору проектировщика
он может быть дополнен новыми позициями. Для каждой из позиций должна
быть реализована специализированная методика анализа нагрузок и
воздействий на трубопровод.
Нагрузки и воздействия на трубопровод разделим на две группы:
функциональные и природно-климатические. Перечень и уровень
функциональных нагрузок обеспечивается и регулируется конструктивной
схемой трубопровода и реализованными на практике режимами
эксплуатации. К функциональным нагрузкам относится внутреннее давление
перекачиваемого продукта, регулируемые температурные воздействия и др.
Данные о типах и уровнях функциональных нагрузок должны быть получены
из проектной и эксплуатационной документации.
Природно-климатические нагрузки обусловлены взаимодействием
трубопровода с окружающей средой. Данные о типах и уровнях природно-
23
климатических нагрузок могут быть получены на основе изучения принятых
конструктивных решений. Анализа информации о планируемой трассе,
включающей основные природно- климатические характеристики регионов и
принятых физических, механических и математических моделей
рассматриваемых явлений. Содержание, форма и объем представления
данных о природно-климатических нагрузках и воздействиях зависит от
принятой к реализации расчетной модели.
Реальные совокупные нагрузки и воздействия на трубопровод
представляют собой сложную комбинацию двух рассмотренных типов.
Оценка реального воздействия на трубопровод должна быть получена с
учетом взаимного влияния и сочетаемости нагрузок и воздействий
различного происхождения. Выявление возможных комбинаций и сочетаний
нагрузок с учетом их развертывания во времени и пространстве –
обязательный и неотъемлемый этап анализа нагрузок и воздействий.
При анализе нагрузок и воздействий на трубопровод помимо
расчетных нагрузок, регламентированных СНиП, необходимо учитывать
дополнительные нагрузки и воздействия, появление которых вызвано
реализацией непроектных режимов функционирования конструкции. Такие
нагрузки и воздействия будем называть непроектными нагрузками и
воздействиями. К числу непроектных нагрузок и воздействий отнесем
следующие позиции:
- редкие, а потому не учитываемые в регулярных расчетах, сочетания
известных нагрузок и воздействий;
- аномально высокие уровни нагрузок, учитываемых регулярным
расчетом;
- действие номинальных нагрузок на частично работоспособную
конструкцию с характерными для данного типа конструкций
повреждениями.
Анализ непроектных режимов функционирования конструкции
необходим для обеспечения уже на этапе проектирования ее устойчивости и
живучести по отношению к критическим и катастрофическим отказам. В
настоящее время расчетные нагрузки и воздействия на конструкцию
трубопровода регламентируются СНиП. В зависимости от выбранной
конструктивной схемы и способа прокладки трубопровода учитывают
следующие группы нагрузок и воздействий.
Для подземных трубопроводов, продолженных в траншее:
- внутреннее давление перекачиваемого продукта;
температурные
нагрузки,
вызванные
несовпадением
эксплуатационной температуры стенок трубопровода и температуры
замыкания конструкции при монтаже;
- нагрузки, вызывающие искривление продольной оси трубопровода;
- весовые нагрузки от грунта засыпки.
Для надземных трубопроводов, проложенных на свайном основании:
- внутреннее давление перекачиваемого продукта;
24
- собственный вес конструкции;
- вес транспортируемого продукта с учетом различных
технологических режимов эксплуатации трубопровода;
- дополнительные весовые нагрузки от размещенного на трубопроводе
оборудования и строительных конструкций;
- нагрузки, вызванные обледенением и налипанием снега;
температурные
нагрузки,
вызванные
несовпадением
эксплуатационной температуры стенок трубопровода и температуры
замыкания конструкции при монтаже;
- ветровые нагрузки.
Для нестандартных условий приведенные выше перечни нагрузок в
могут быть дополнены рядом позиций:
Для трубопроводов на опорах должно быть исследовано поведение
трубопровода при выпучивании, просадке или разрушении одной из
промежуточных опор. В результате таких повреждений происходит
изменение кривизны продольной оси, а, следовательно, возрастают изгибные
напряжения; увеличение длины пролета приводит к понижению собственных
частот упругих колебаний и возможности возникновения ветрового
резонанса с последующим динамическим или усталостным разрушением; в
случае просадки опоры при определенных режимах возможно возникновение
ударного взаимодействия трубы с просевшей опорой, что может привести к
ускоренному усталостному разрушению трубы в зоне контакта. К
аналогичным последствиям может приводить сброс трубопровода с одной
или нескольких опор.
В случае подземных трубопроводов к нестандартным условиям следует
отнести варианты прокладки трубопроводов в зоне пучинистых грунтов и на
участках, подверженных морозобойному растрескиванию. В этих условиях
дополнительные нагрузки от грунта могут привести к разрыву или
чрезмерному деформированию трубопровода. К непроектным режимам
следует отнести ситуации, при которых происходит обводнение траншеи и
размыв засыпки с частичной или полной потерей балластирующей
способности. В этом случае возможен выброс трубопровода из траншеи на
ослабленном участке с последующим разрушением или возникновением
повреждений в зонах с местной потерей устойчивости.
3.2. Методика систематизации
нагружения трубопроводов
и регуляризации предыстории
Для оценки остаточного ресурса трубопроводов, длительное время
находящихся в эксплуатации, необходимы данные по предыстории
нагружения. Условия работы большинства трубопроводов не являются
однородными за период эксплуатации. Меняются объемы перекачиваемого
продукта, максимальные рабочие давления, перепады давления (амплитуды и
число циклов изменения давления) число отключений одной или нескольких
25
насосных установок, количество отказов, вызывающих полную остановку
работы трубопроводов. В методике продолжительность эксплуатации
трубопровода, от ввода в эксплуатацию до контроля технического состояния,
предлагается разбивать на n временных интервалов. В каждом временном
интервале должны быть постоянными максимальное рабочее давление на
входе и выходе насосных станций и спектр нагруженности. При
прогнозировании остаточного ресурса трубопровода от текущего состояния
до наступления предельного оцениваемый срок службы также разбивается на
n временных интервалов. Задавая различные прогнозируемые условия
нагружения трубопроводов, мы можем выбирать оптимальные с позиций
продления остаточного ресурса режимы эксплуатации трубопроводов.
Данные по числу циклов и амплитудам изменения давления могут быть
получены на основе анализа условий работы трубопроводов. Формирование
информации о нагруженности действующих магистральных трубопроводов
проводится по суточным диаграммам внутреннего давления на входе и
выходе насосных перекачивающих станций (НПС). Давление в любом
сечении трубопровода между НПС определяется путем экстраполяции по
длине линейного участка на основе одновременных показаний давлений на
входе и выходе смежных НПС. При этом перепады давления при сменах
режимов перекачки сопоставляются на диаграммах давления с учетом
времени прохождения волн давления. С целью исключения влияния
сезонных изменений сбор информации на основе суточных диаграмм
давления ведется в течение года и затем строится диаграмма изменения
давления за год.
Для грубой предварительной оценки цикличной нагруженности
трубопроводов могут быть использованы данные АСУ ТП по отключениям и
включениям агрегатов НПС. Анализ этих данных менее точен, поэтому
область их использования ограничена. Из последовательного ряда данных
АСУ ТП по отключению и включению агрегатов НПС по трубопроводу из
разрешенного стационарного режима перекачки отбираются экстремальные
режимы. Критерием экстремального режима является фиксация знака
приращения (изменения) числа работающих агрегатов. При переходе с
агрегата на агрегат перепад давления принимается равным половине
дифференциального напора и только на участке данной НПС. По
полученным данным строится условная диаграмма изменения давления на
каждом участке трубопровода. Результаты схематизации условной
диаграммы давления обрабатываются следующим образом.
При регуляризации случайного процесса изменения давления в
трубопроводе предпочтительно использовать метод полных циклов. Подсчет
циклов начинается с выделения внутренних циклов с наименьшими
размахами внутреннего давления. При дальнейшей обработке диаграммы
следует выбирать циклы с большими размахами давления на участке
трубопровода. Циклы нагружения с одинаковыми перепадами давления
группируются и строятся гистограммы изменения давления в циклах
26
нагружения на участке за год. Так как процесс нагружения трубопровода
является нерегулярным, то дальнейшая схематизация эксплуатационной
нагруженности может заключатся в приведении этого процесса к условному
регулярному нагружению с тем же повреждающим воздействием. Условный
регулярный процесс нагружения строится на основе годовых гистограмм
нагружения (принятых за блок нагружения) и сводится к определению числа
циклов нагружения с фиксированными размахами внутреннего давления,
например p0=0,5pраб, где pраб – максимальное рабочее давление в
трубопроводе. Пересчет циклов нагружения N pi для каждого размаха
давления pi в блоке производится с использованием кривой малоцикловой
усталости по соотношениям
N pi
N p
i
где
N p
i
и
N p
0

N
i
p0
,
N p
(3.1)
0
– предельные значения циклов нагружения,
определяемые по кривой усталости при соответствующих размахах давления
pi и p0 . Число циклов регулярного нагружения с размахом давления p0 ,
соответствующее блоку нерегулярного нагружения, определяется по правилу
n
линейного суммирования повреждений: N 0   N ip , где n - число ступеней в
i 1
0
блоке нагружения.
Дополнительная оперативная информация по изменению режима
работы трубопровода собирается на основе суточных диспетчерских сводок,
связанных с «командами диспетчера», с «отказами», перерывами в
энергоснабжении и т.д. Схематизация и обработка данных на основе
оперативных команд диспетчера по отключениям и включениям агрегатов
НПС и зафиксированных в диспетчерских сводках проводится аналогично
данным АСУ ТП.
3.3. Разработка требований к составу и наполнению
информационной базы в электронном виде
К основным характеристикам конструкции линейной части
магистральных трубопроводов относятся следующие группы данных:
-конструктивная схема прокладки трубопровода;
-координаты,
определяющие
ориентацию
продольной
оси
трубопровода на всем протяжении трассы.
-основные
пространственные
характеристики
конструктивных
элементов с указанием допускаемых отклонений от номинальных размеров,
включая искажения формы изделий (номинальный наружный Dí и
внутренний Dâí диаметры труб, толщина стенки h , допускаемый
нормативный разброс этих значений, допускаемое отклонение поперечного
27
сечения трубы от круглой формы, геометрические характеристики формы
сварных швов и т. п.).
-физико-механические, включая прочностные, свойства применяемых
материалов и аналогичные характеристики металлов в зоне сварных швов.
Состав и объем необходимой информации должен быть составлен или
скорректирован с учетом выбранных для реализации расчетных схем.
-данные о начальной и / или текущей дефектности материала труб,
включая перечень возможных дефектов, данные о плотности и размещении
дефектов в теле трубы;
К основным характеристикам трассы в целом относятся следующие
группы факторов:
-климатические условия вдоль трассы газопровода – годовые, сезонные
и дневные прогнозные оценки перепадов температур воздуха и почвы,
влажность, объем осадков (дождевые, снеговые, ледовые). В случае
отсутствия достоверной и полной информации должны быть сделаны
расчетные оценки показателей на весь прогнозируемый срок эксплуатации.
-геоморфологические и гляциокриологические условия вдоль трассы:
качественные и количественные характеристики рельефа в зоне прокладки
трассы, предварительные оценки возможных подвижек грунта и их
воздействие на трассу. Грунтовые условия, включая минеральный состав и
физико-механические характеристики грунтов в зависимости от проектных
режимов эксплуатации трубопровода и климатических условий вдоль трассы
и т. п. Основные характеристики должны быть определены как функции
времени пространственной координаты.
Таблица 2. Номенклатура диагностических параметров и
качественных признаков,
характеризующих техническое состояние трубопровода.
Наименование
Параметра
1. Отклонение
главной оси трубопровода
в пространстве
2. Отклонение от
прямолинейной оси
трубопровода
3.
трубопровода
Уклон
Характеристика
параметра
Положение главной оси
трубопровода (x,z) в
фиксированных сечениях
Радиус кривизны, угол
поворота, тангенс угла
поворота, биссектриса угла,
отметка вершина угла
Объект
диагностирования
Трубопровод
Участок трубопровода
Горизонтально прямолинейные участки;
прямые участки с
положительным и
отрицательным уклоном;
упруго-искривленные в
вертикальной плоскости
участки, кривые вставки из
изогнутых труб; горный
28
участок трубопровода
4. Температура:
окружающей среды;
грунта вокруг
фиксированного сечения
трубы; перекачиваемого
продукта
5. Внутреннее
давление
6. Сезонное
(весна-лето, осень-зима)
отклонение характеристик
грунтов, окружающих
трубопровод и их
распределение вдоль
главной оси
7.Уровень
грунтовых вод
8. Сезонное (весналето, осень-зима)
отклонение
характеристик болота,
окружающего
трубопровод и их
распределение вдоль
главной оси
Участок трубопровода
Статическое и повторно
статическое давление в
фиксированных сечениях
трубопровода
Коэффициент
пористости, объемная сила
тяжести грунта в естественном
положении, показатели
консистенции, плотности,
влажности; коррозионная
активность грунтов;
электропроводность грунтов
Участок трубопровода
Участок трубопровода
Уровень выше отметки
Трубопровод
на
трубы или ниже отметки трубы равнине
Глубина, ширина и
Трубопровод в болоте
протяженность болота в створе
перехода; состояние торфа
(устойчивая или неустойчивая
консистенция); уровень
болотных вод; коррозионная
активность болотных вод;
глубина сезонного
промерзания
9. Сезонное
Состав грунтов верхнего
Трубопровод
на
отклонение характеристик слоя: песчаный (подвижный
равнине
грунтов верхнего слоя и
или неподвижный);
их распределение вдоль
каменистый; глинистый.
главной оси
Состояние грунтов и их
распределение: спокойный,
устойчивый, неустойчивый
29
10. Сезонное
отклонение
характеристик оползней и
их распределение вдоль
главной оси
Плановая граница
оползней; линия отрыва
подвижного массива грунта от
неподвижного; скорость
движения в различных точках
оползня и направление движения
оползня; глубина оползня; режим
грунтовых вод; появляющиеся
осевые и поперечные нагрузки на
трубопровод при движении
оползня
Участок трубопровода
4. АЛГОРИТМЫ СХЕМАТИЗАЦИИ ДЕФЕКТОВ В МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРВОДАХ.
4.1. Классификация дефектов металла трубопроводов
Информация о дефектах на магистральных трубопроводах обычно
получается визуальным способом или методами неразрушающего контроля.
Обобщенная информация о надежности этих методов дана в /1/. Дефекты,
приводящие к разрушению трубопроводов, можно классифицировать в
следующем виде - см. табл.3.
Первым этапом прочностного расчета трубопроводной конструкции с
локальными дефектами является этап классификации и схематизации
обнаруженных дефектов. Для прохождения этого этапа необходимо наличие
алгоритмов,
позволяющих
адекватно
интерпретировать
данные
дефектоскопического контроля и составить расчетные схемы для всех
обнаруженных групп дефектов.
Особенности, которые следует учитывать при составлении расчетных
схем для трубопроводных конструкций с дефектами. Во-первых,
современные методы дефектоскопического контроля позволяют определить
лишь некоторые параметры дефекта (площадь, линейные размеры, глубина
залегания). Определение точных размеров и формы дефектов оказывается
возможным лишь в очень ограниченном числе случаев. Во-вторых,
построенная расчетная схема должна давать гарантированное незавышение
расчетных величин предельной нагрузки и критических размеров
несплошностей (дефект-аналог должен быть опаснее дефекта оригинала, но
не слишком значительно).
Все локальные дефекты можно разбить на три группы:

компактные геометрические несовершенства;

внутренние дефекты в стенке трубопровода;
30
поверхностные дефекты, расположенные на внутренней или
внешней поверхностях трубы продуктопровода.
Схематизация дефекта для расчета или прогнозирования долговечности
трубопровода должна подчинятся принципу разумной консервативности:
дефекты-аналоги должны давать гарантировано заниженные значения
прочности и долговечности, но запас не должен быть слишком велик.
Разработки по схематизации дефектов по данным неразрушающего контроля
можно найти, например в/2/. Наиболее простым способом консервативной
схематизации является замена любых несплошностей (трещина, поры,
включения, непровары, надрезы и другие дефекты) трещинами, которые
являются наиболее опасным видом дефектов.
Этот способ удобен, поскольку требует минимума информации о
дефекте. Дополнительная информация о дефекте (линейные размеры,
пространственное расположение) позволяет уменьшить консерватизм
оценки. Что касается нетрещиноподобных дефектов (вмятина, каверна,
царапина, задиры, коррозионные язвы и др.), то их можно схематизировать
концентраторами определенного вида.
В настоящее время для определения концентрации напряжений
используют ряд методов, основанных на теории упругости и пластичности,
теории механики разрушений, теории концентрации напряжений.
Разнообразие критериев, относительно узкие диапазоны применимости
каждого из них, использование в различных критериях разных свойств
металла, и, соответственно необходимость их экспериментального
получения, приводит к серьезным затруднениям при анализе
работоспособности поврежденного участка трубопровода. Для определения
полей напряжений, деформаций, температур применяют численные методы,
например, метод конечных элементов. Необходимость оценки опасности
наступления какого-либо критического состояния главным образом зависит
от вида концентратора напряжений, условий нагружения, свойств металла.
Для
неострых
концентраторов
максимальные
напряжения
определяются через нагрузки и коэффициенты концентрации. Критерий
прочности при статическом нагружении формулируется в виде предельной
поверхности 133 или 133, гдеj и εj – главные напряжения и
деформации. В качестве функции 133 выступает интенсивность
напряжений i , максимальное касательное max или максимальное главное
напряжение 1. Для концентратора наступление предельного состояния
соответствует возникновению от надреза острой трещины.
Методология исследования роста трещин в трубопроводах включает в
себя следующие этапы:

оценка применимости аппроксимации формы трещиноподобного
дефекта полуэллиптической или параболической трещиной, длинной краевой
или прямоугольной трещиной и т.п.;

31
выбор реологической модели материала и оценка области
применимости методов линейной механики разрушения либо
упругопластического разрушения;

разработка методов расчета коэффициентов интенсивности
напряжений на фронте трещины;

выбор математической модели устойчивости и роста трещин и
решение поставленной задачи методами механики разрушения.
Для трещин критериальные соотношения формулируются в терминах
упругопластической механики разрушения, в которой четко разделяются
случаи хрупкого и вязкого разрушений. В случае хрупкого разрушения
различают коэффициенты интенсивности напряжений K1, K2, K3,
соответствующие трем модам разрушения (нормальный отрыв, продольный и
поперечный сдвиг). Однако при анализе стремятся выбрать расчетную схему
таким образом, чтобы свести общий случай с коэффициентами K1, K2, K3 к
случаю нормального отрыва с коэффициентом интенсивности K1. Таким
образом, от общего соотношения вида K1, K2, K3) = Kc (K1c), (где Kc (K1c) –
критический коэффициент интенсивности напряжений) переходят к
критерию разрушения K1 = Kc. Как свидетельствует опыт многих
исследователей, попытки получения критериальных соотношений,
объединяющих случаи квазихрупкого и вязкого разрушения, совместного
рассмотрения деформирования и разрушения гладких образцов и образцов с
острыми и неострыми концентраторами, сводятся к уточнению и
модификации критериев квазихрупкого разрушения.

32
Таблица 3. Классификация дефектов
Дефект
Описание и геометрические характеристики дефектов
Дефекты металлургического происхождения
Трещина
Расслоение
Закат
Плена
Вмятина в
прокате
Рванина
Риска
Царапина
Задир
Забоина
Вмятина
Узкий разрыв, направленный вглубь металла под углом, близким к 90 ; направление трещины на
поверхности трубы может быть произвольное; трещины подразделяются на сквозные и несквозные
Нарушение сплошности металла, направленное параллельно плоскости листового проката
Нарушение сплошности поверхности в направлении прокатки по всей длине изделия или на
значительной его части
Отслоение металла различной толщины и размера, чаще всего языкообразной формы, вытянутое в
направлении прокатки и соединенное с основным металлом одной стороной (нижняя поверхность плены, а
также образованное ею углубление, окислены)
Отдельное местное углубление различной величины и формы, образовавшееся от вдавливания валками
неудаленной окалины, металлической крышки или от случайных ударов
Раскрытый глубокий окисленный разрыв поверхности металла разнообразного очертания,
расположенный поперек или под углом направлению прокатки и образующийся при горячей прокатке
вследствие несовершенной калибровке валков, пониженной пластичности или пережога металла
Продольная канавка, образовавшаяся от царапанья поверхности металла, наварами или другими
выступами на прокатном инструменте
Механические повреждения
Повреждение наружной поверхности металла в результате однократного динамического
взаимодействия поверхности с перемещающимися относительно нее твердым телом (индентором), имеющим
острые края; форма царапины на поверхности трубопроводов может быть прямолинейной, криволинейной и
полигональной
Повреждение с теми же характеристиками, что и царапины: в отличие от царапины задир имеет
зазубренные края
Повреждения, проявляющиеся в результате динамического взаимодействия трубы с твердым телом,
имеющим острые края; в зависимости от характера и силы удара забоина может иметь различные форму,
площадь и глубину (до 1 мм)
Повреждение в результате статического и динамического взаимодействия поверхности трубопровода с
твердым телом, не имеющим острых кромок; характерный параметр вмятины - ее глубина
33
Трещина
(технологическая
трещина при сварке)
Пора
Шлаковое
включение
Непровар
Подрез
Смещение
кромок
Дефекты сварных соединений
Наиболее опасный дефект сварного соединения в виде узкого разрыва металла, направленного под
углом 90 к поверхности стенки трубы; трещины могут образовываться в шве, зоне термического влияния и по
границе сплавления
Дефект металла сварного шва обычно в виде округлых несплошностей (пустот)
Дефект металла сварного шва в виде заполненной шлаком несплошности металла различной формы
Дефект сварного шва, заключающийся в отсутствии оплавления между металлом шва и основным
металлом или (при многослойной сварке) между отдельными слоями шва
Дефект сварного соединения, представляющий собой углубление (канавку) в основном металле,
расположенное вдоль границы шва
Неправильное положение кромок относительно друг друга, когда плоскости, касательные к
поверхности стыкуемых деталей, не совпадают
34
4.2. Классические (неострые) дефекты
Механические
повреждения
являются
значительными
концентраторами напряжений для трубопроводов. Наиболее часто
встречаются следующие концентраторы напряжений на стенках труб: риски,
забоины, надрезы, трещины, коррозия и вмятины. Степень концентрации
напряжений в металле вблизи этих дефектов определяется их
геометрическими размерами (угол, глубина и радиус у вершины риски,
трещины, глубина и диаметр вмятины и т. д.), взаимными расположениями
их на поверхности трубы и типом коррозионных повреждений (язвы,
питтинговая или межкристаллитная коррозия и т.д.). Влияние механических
повреждений на работоспособность трубы выражается через концентрацию
напряжений и деформаций. Основной количественной характеристикой
концентрации напряжения для неострых (риски, царапины и т. п.) дефектов
является теоретический коэффициент концентраций напряжений   .
Параметр   связан с напряжениями следующим образом:
 
 max
 í åò ò î
,
(4.1)
где  max - максимальное напряжение в вершине дефекта;  í åò ò î среднее напряжение в нетто-сечении.
Значение  í åò ò î связано с номинальным напряжением  í в
неповрежденной трубе:
í åò ò î = í h /(h - a), í åò ò î = í h /(h - a),
(4.2)
где h - нормальная толщина стенки трубы; (h - a) - остаточная толщина
стенки; a - глубина механического повреждения. Для характерных
трещиноподобных дефектов, встречаемых на трубопроводах, значения
параметра  и особенности распределения напряжений определяются
следующим образом.
Механическая царапина, риска характеризуются длиной с, шириной d,
глубиной a, радиусом закругления в вершине . Если длина с больше 10d, то
применяют одну из следующих формул:
a h 

 ha
 при a  h / 2 ;
a h 
  1  4
d h  a 
a  3(2a  h) 
   1  4 1 
при a > h/3.
d
a  h 
  1  2
(4.3)
(4.4)
Для трубопроводов одним из наиболее опасных видов коррозионного
разрушения являются каверны. Они представляют собой местные
коррозионные повреждения металла трубы в виде отдельных лункообразных
раковин или групп раковин. Для отдельной каверны рекомендуется
применять следующую формулу
35
  1  3,57
a  (1,12  0,9a / c) 
,
d 1  a / h(1  1,5a / c) 
(4.5)
где c – длина, d – ширина, a – глубина каверны.
К механическим повреждениям (дефектам) также относится вмятина,
которая характеризуется диаметром d и глубиной a. Для нее можно
применять следующую расчетную формулу:
2
2
a
d  a
a
a 
  1  2  0, 475    5     0, 75    ,
h
 h  D   h 
 h  
(4.6)
где h – толщина стенки; D – наружный диаметр трубы. Область
применения этой формулы 0,1  d D  0,3;0  a h  2 .
В окрестности механических дефектов, так же как и дефектов другого
происхождения, образуются структурно неоднородные области металла труб.
В этих областях при повторностатическом нагружении магистрального
трубопровода
не
только
происходит
накопление
необратимых
микропластических деформаций, но и увеличивается интенсивность процесса
деформационного старения трубных сталей. Эти процессы взаимно связаны.
Они взаимно ускоряя друг друга, в конечном счете приводят к образованию
локально охрупченных областей.
При анализе фактического распределения напряжений и деформации в
зоне дефектов и повреждений необходимо учитывать упругопластические
деформации в зоне концентрации, вводя в расчеты упругопластические
Ke , K s :
коэффициенты концентрации деформаций и напряжений
S óï
e óï
, где
Ke 
; Ks 
максимальные
истинные
eóï , S óï
 í åò ò î
 í åò ò î
упругопластические деформация и напряжения в вершине концентратора;
 нет т о,  нетто - средние условные деформация и напряжение в нетто-сечении.
2
Взаимосвязь между параметрами Ke , K s ,  выражается формулой Нейбера:
2
Ke K s   .
(4.7)
Это же выражение можно переписать так:
S óï eóï   ó ó ,
(4.8)
где  ó, ó - максимальные упругие соответственно напряжение и
деформация в вершине дефекта (в предположении, что металл абсолютно
упругий).
 нетто
 нетто
Значение
и
взаимосвязаны
диаграммой
деформирования:
í åò ò î  í åò ò î / E 
 при í åò ò î  T ,
í åò ò î  E  í åò ò î 
(4.9)
36
1
í åò ò î  T   Eí åò ò î
í åò ò î

 T
E
 
1/ 


  í åò ò î 
 T 

 при


 нетто   T ,
(4.10)
где µ - параметр деформационного упрочнения, Ò - предел текучести
металла трубы.
Деформация в вершине дефекта emax  eóï  Keí åò ò î .
Коэффициенты концентрации упругопластических деформаций
рассчитывают по формулам/10/
Ke  
Ke  
2
1
2
1
, при  нетто   T ;
(4.11)
1
 í åò ò î 1

 , при í åò ò î  T .
 T 
(4.12)
Упругопластические деформации, возникающие в вершине дефекта,
при циклически изменяющемся давлении в трубопроводе приводят к
зарождению трещин. Число циклов до зарождения трещины N 3 (обычно
называемой инкубационной стадией) определяется для симметричных
циклов нагружения уравнением Коффина-Менсона:
ea  ln
0.5 1
1
 N3

,
1 
E
(4.13)
где ea - амплитуда истинных упругопластических деформаций в
вершине дефекта,  1 - предел выносливости (  1  0,4 В при
значениях 300   В  700МПа ),  - относительное сужение, E – модуль Юнга.
Для труб с дефектами характерны циклические нагружения с
положительным коэффициентом асимметрии. Для таких циклов вводят
*
эквивалентную амплитуду упругопластических деформаций ea 
1
ea
eñð
,
ek
где eñð , ea и ek определяются по формулам:
eñð =(emax +emin )/2, eà =(emax -emin )/2, ek  ln
1
.
1 
4.3. Трещиноподобные (острые) дефекты
Все локальные дефекты в трубопроводной конструкции предлагается
заменять эквивалентными трещинами с заданной конфигурацией и
расположением, которые, как более опасный дефект, обеспечат консерватизм
перехода и, как двумерный объект, требуют минимальной информации о
дефекте. Подбор конфигурации и размеров эквивалентной трещины
осуществлен на основе параметрического исследования распределений
коэффициентов
интенсивности
напряжений
одиночных
и
взаимодействующих трещин различной формы.
37
Все локальные трещиноподобные дефекты делятся по типу на
подповерхностные, поверхностные и сквозные (рис.2).
Поверхностным дефектом называется дефект, выходящий на
внутреннюю или внешнюю поверхность трубопровода (рис.2,а) или
отнесенный к поверхностным на основании следующих положений:
1. Дефекты, для которых x B  b 4 следует рассматривать
как
поверхностные. Для дефектов, у которых t  x B  2b  b 4 ,следует попытаться
получить (методом дефектоскопии) величину линейных размеров (по
крайней мере, один из них будет велик). При невозможности получения
дополнительной информации о дефекте его следует рассматривать как
поверхностный.
2. Если известна площадь дефекта, то эквивалентным дефектом будет
являться поверхностная полуэллиптическая трещина (рис.3.а), построенная
по следующему алгоритму:
38
Размеры полуосей а и b определяется по формулам:
(1.6  0.4)F  2 .
b
1
a  2.5b,
(4.14)

Для подповерхностного дефекта, отнесенного к поверхностному на
основании положений 1 и 2, указанных выше, принимается
1
1  2

2
(1.6

0.4

)
F

1.6
x
(2

F
)


B


a  2.5b, b 
(4.15)
.

Дефекты с полуосью b  0.8t рассматриваются как сквозные. Малая
полуось b располагается по нормали к свободной поверхности. Полуось а
находится в плоскости, нормальной к направлению действия максимальных
растягивающих напряжений.
Если заданы величины площади дефекта и его протяженность вдоль
свободной поверхности, то эквивалентным дефектом является поверхностная
полуэллиптическая трещина (рис.4) с полуосями
ah , b
2
2(4  ) F
2
 h
(4.16)
.
Для подповерхностного дефекта, отнесенного поверхностному на
основании положения 1 (рис. 4,6), принимается
ah ,b
2
2(4  ) F

2
 h
4 xB
.

(4.17)
Если рассчитанная величина b оказывается больше b*  0.8t , то дефект
следует рассматривать как сквозной.
Если рассчитанная величина b оказывается больше полудлины а, но не
превышает b* ( a  b  0.8t ), то исходный дефект следует моделировать
(4  )F 
полукруговой поверхностной трещиной с осями a  b 
1

(4  ) F  2hxB 
исходного поверхностного дефекта и a  b 

1
2
2
в случае
в случае
подповерхностного дефекта с заданным x B .
Если задана протяженность дефекта вдоль свободной поверхности и
его максимальная глубина, то эквивалентным дефектом является
полуэллиптическая трещина с полуосями a 
Если
h1
 h2  0.8t
2
2h h
принять a  b   1 2 
  
1
2
h1
, b  h2 .
2
для размеров эквивалентного дефекта следует
.
39
4.4.Схематизация распределения номинальных напряжений
При составлении расчетной схемы используются данные о
распределении нормальных напряжений в зоне дефекта при его отсутствии.
Эти данные могут быть получены расчетным путем. Пусть задана величина
нормального максимального напряжения  1 на свободной поверхности
трубопровода в зоне расположения дефекта. В этом случае дальнейшая
схематизация нагрузки не требуется, и эквивалентная трещина загружается
равномерным давлением  z  1 .
Если задана величина  z на внутренней и внешней поверхности
трубопровода (  1 и  2 соответственно), тогда распределение напряжений
аппроксимируется линейным законом
(1  2 ) x
,
(4.18)
1   2 .
t
В случае  1   2 дальнейшая схематизация не требуется. В случае 1 2
 z  1 
для сохранения консерватизма расчетной схемы следует изменить вид
линейного закона. Для поверхностных трещин формула принимает
упрощенный вид
a
(2  1 )  
 b  x,
 z  1 
t
1 2 .
(4.19)
Изменение напряжения  вдоль оси Y в силу особенностей геометрии и
нагружения магистральных трубопроводов не учитывается.
4.5. Расчет коэффициентов
эквивалентных дефектов
интенсивности
напряжений
(КИН)
Исследование часто встречающихся в магистральных трубопроводах
одиночных трещиноподобных несплошностей можно свести к рассмотрению
поверхностной полуэллиптической трещины. Для описания теоретического
распределения полей напряжений в упругом теле вблизи вершины трещины
наиболее широко используются подходы, основанные на концепции
коэффициента интенсивности напряжений (КИН). В зависимости от способа
деформирования при растрескивании материала различают три типа
деформации: I – отрыв, II – поперечный сдвиг, III - продольный сдвиг.
Наиболее полно изучены трещины нормального отрыва, характеризуемые
коэффициентом интенсивности напряжений Ê I . Критическое значение КИН
К I при плоской деформации К IC представляет собой характеристику
сопротивления материала возникновению хрупкого или квазихрупкого
разрушения в области упругих деформаций. Параметр К IC представляет
собой нижнюю оценку предела трещиностойкости К C и удовлетворяет
40
условию K IC  KC при фиксированных значениях напряжений и размеров
трещины и произвольных размерах испытываемых образцов.
Для однопараметрических трещин, размеры которых можно описать
одним параметром, в качестве критерия разрушения принимают достижение
коэффициентом
интенсивности
напряжений
К,
интенсивность
высвобождаемой энергии G или величиной раскрытия трещины в ее
вершине  некоторых критических значений, соответственно KC , GC , C . Для
многопараметрических трещин, к числу которых относятся поверхностные
полуэллиптические и подповерхностные эллиптические трещины, или в
условиях сложного напряженного состояния в качестве критерия используют
некоторую механическую характеристику, выраженную через указанные
выше параметры. Численные значения критических параметров KC , GC , C
зависят от множества факторов и, вообще говоря, должны быть
индивидуализированы в процессе решения каждой конкретной задачи. Для
получения нижней оценки трещиностойкости конструкции могут быть
использованы предельные значения, соответствующие условиям плоской
деформации для трещин нормального отрыва.
Одним из этапов решения задачи о разрушении элемента конструкции,
содержащего
трещину,
является
оценка
КИН
аналитическим,
экспериментальным или методами вычислительного эксперимента. Для
подавляющего большинства практически важных случаев к настоящему
времени получены формулы для расчета КИН. С учетом этих формул расчет
КИН сводится к предварительному анализу напряженно-деформированного
состояния конструкции с трещиной, схематизации реальной трещины
расчетным аналогом, формированию расчетных значений напряжений и
непосредственно расчету значения КИН по формулам.
В частном случае для поверхностной полуэллиптической трещины
глубиной b и 2a, размещенной в трубопроводе с толщиной стенки t
коэффициент интенсивности напряжений может быть записан в виде:
1
2
 b
b b a 
K  S    F  , , , .
t a W 
 Q
(4.20)
В формуле (4.20) параметр S зависит от величины и закона
распределения
напряжений
в
поперечном
сечении.
Конкретное
представление поправочных коэффициентов и форм-функций зависит от
использованного при построении формулы решения задачи теории
упругости, а также типов и степени выбранных для аппроксимации
численных результатов полиномов или базисных функций.
При расчете КИН в магистральных трубопроводах в большинстве
случаев достаточно использовать линейный по толщине стенки закон
распределения номинальных напряжений. В этом случае решение для КИН в
вершинах полуосей (точки А и В) имеет вид /8,9/
41
1
 b  2
1
2
4

b
 b    b 2
 ( St  H A Sb )    M 1  M 2    M 3      g ;
t
 t    a 
 Q  
A
K1
1
B
K1
 b  2
 ( St  H B Sb ) 

Q 
2
4

b
b 
 M1  M 2    M 3    ,
t
 t  

(4.21)
где введены следующие обозначения:
1
1.65
b
Q  1  1.464  
a
b

M 2  0.54  0.89  0.2   ,
a

,
1
4
b

 b
M 3  0.5   0.65    14 1   ,
a

 a
2
b
g  1.1  0.35   ,
t
Sb 
(4.22)
1  2
  2
, St  1
.
2
2
Здесь a и b – полудлина и глубина полуэллиптической трещины,  1 и
 2 величина схематизированного напряжения  z соответственно на
поврежденной
и
неповрежденной
поверхности
трубопровода
.
Коэффициенты H A и H B при изгибных напряжениях Sb определяются
формулами
2
b
b
H B  1  G1    G2   ,
t
t
b
 b  b 
H A  1  0.34    0.11   ,
t
 a  t 
b
G1  1.22  0.12   ,
a
b
G2  0.55  1.05  
a
0.75
(4.23)
1.5
b
 0.47   .
a
b
a
b
Решение (4.23)-(4.24) справедливо при условии 0   1 , 0.5,  0.8 .
a
d
t
b
При 1  2 (узкие трещины) решение для КИН следует искать в виде: /11,12/
a
1
 b  2
 ( St  H A Sb )  
Q
A
K1
1
B
K1
 b  2
 ( St  H B Sb ) 

Q 
2
4

b
b 
 M1  M 2    M 3    ,
t
 t  

1
1.65
b
Q  1  1.464  
a
,
1
2
4

b
 b    b 2
 M1  M 2    M 3      g ,
t
 t    a 

a
 a 2 
M1     1  0.04  ,
b
b 
4
(4.24)
4
a
M 2  0.2  ,
b
2
a
 a  b 
M 3  0.11  ,
g  1.1  0.35    .
b
 b  t 
Коэффициенты H A и H B определяются по формулам (4.23).
42
5. КРИТЕРИИ ПРОЧНОСТИ, ТРЕЩИНОСТОЙКОСТИ И
ДОЛГОВЕЧНОСТИ ТРУБПРОВОДОВ
5.1. Критерии статической прочности
Статическое разрушение трубопровода происходит при выполнении
хотя бы одного из следующих условий [5]:
1) Среднее условное напряжение в нетто-сечении достигает предела
прочности или текучести металла. Расчетные сопротивления растяжению
(сжатию) R1 и R2 следует определять по формулам:
í
R1  R1 m1m2k1;
í
í
R2  R2 m1m2 k1,
(5.1)
где R1 -нормативное сопротивление, равное наименьшему значению
временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТу
или ТУ на соответствующие виды труб, (см. табл.3);
значению
R2н -нормативное сопротивление, равное наименьшему
предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб,
принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие виды труб, (см. табл.4);
m1-коэффициент условий работы материала труб при разрыве, равный
0,8;
m2 - коэффициент условий работы трубопровода, величина которого
принимается в зависимости от транспортируемой среды: для токсичных,
горючих, взрывоопасных и сжиженных газов- 0,6; для инертных газов (азот,
воздух и т.п.) или токсичных, взрывоопасных и горючих жидкостей – 0,75;
для инертных жидкостей – 0,9;
k1 – коэффициент однородности материала труб: для бесшовных труб
из углеродистой и для сварных труб из низколегированной
ненормализованной стали k1 = 0,8, для сварных труб из углеродистой и для
сварных труб из нормализованной низколегированной стали k1 = 0,85
43
Таблица 4. Механические характеристики трубопроводных сталей
ГОСТ на
Марка
Rн1,
Rн2, МПа
трубы
стали
МПа
8711 – 74
10
151
216
20
412
245
10 Г2
471
265
8711-74
10
150
206
20
412
245
10Г2
421
245
10705-80(в
10
111
206
термообработанном
ВСт1сп
172
225
состоянии)
20
412
245
10705-80 ( без
10
111
Согласно
термообработки)
ВСт1ст
192
сертификату или
15,20
172
результатам испытаний
20
411
255
550-75
10Г2
470
260
15Х5
192
216
15Х5М
192
216
15Х5ВФ
192
216
15Х5МУ
588
412
12Х8ВФ
192
167
08Х18Н10Т
520
Согласно
9940-81
12Х18Н10Т
529
сертификату или
10Х17Н11
529
результатам испытаний
М2Т
549
То же
9941-81
08Х18Н10Т
549
12Х18Н10Т
529
10Х17Н11
441
260
ТУ 14-1-460М2Т
75
12Х1МФ
Для линейных участков трубопроводов, где оболочка находится в
безмоментном состоянии, толщина стенки должна удовлетворять
требованию:
nPD
h
, при
2( R1  nP )
h
nPD
í
2(0,9 R2 m3  nP)
í
R2 m3
í
 0, 75;
R1 m2
í
, при
R2 m3
í
 0, 75,
(5.2)
R1 m2
где P - рабочее давление в данной точке трубопровода с учетом
высотного уровня трасы.
D - наружный диаметр трубы.
n- коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе,
равный 1,2;
m1 – коэффициент условий работы материала труб при повышенных
температурах, для условий работы трубопроводов принимается равным 1;
44
 -коэффициент несущей способности;   1 для труб, конических
переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; для гладких и
сварных   1,3 при отношении радиуса изгиба трубы R к наружному
диаметру D  1;   1.15 при
R
R
 1.5 ;   1.0 при
 2 и более. Это условие
D
D
будет удовлетворено, если рабочее давление ограничивается выражением:
P 
2hR1
,
n( D  2h)
(5.3)
Окружные (кольцевые) напряжения в трубе  определяются по
формуле:
 
P ( D  2h )
.
(5.4)
2h
Это напряжение должно удовлетворять условию недопустимости
пластических деформаций в стенке трубы:
H
  m1m2k1R2
(5.5)
.
Из последних двух выражений следует еще одно ограничение по
рабочему давлению:
P
2m1m2 k1hR2H
.
( D  2h)
(5.6)
Для участков трубопровода, находящихся в сложных условиях
залегания, напряженное состояние отличается от безмоментного.
2) Зарождение трещины в вершине дефекта происходит при
достижении определенной истинной деформации e  eK , где предельная
деформация eK вычисляется по известному значению  K :
eK  ln
1
.
1 K
(5.7)
3) Разрушение трубы с трещиной по типу нормального отрыва
происходит при выполнении определенного условия по коэффициенту
интенсивности напряжений K1 или деформаций [3] K1e
K1  Kc ( K1c ), K1e  K1ec ,
(5.8)
Значение K1ec вычисляется по формуле:

K1c  5.0áðóò ò î 0.5h ,

Pec 
2  0.5(1  )(1  áðóò ò î
1 
/ T I )
(5.9)
,
(5.10)
45
K1ec
K1ec
где





1

Pec  
 (1)

 K  

1c
í åò ò î 

, ï ðè í åò ò î T I 
 



I

I
 T   T 



K 
  1c 
 T I 
áðóò ò î –
Pec

, ï ðè í åò ò î  T I ;
разрушающее
(критическое)
,
(5.11)
напряжение
в
лабораторном образце, в котором искусственно создана трещина глубиной
0,5h, ; µ - параметр деформационного упрочнения; I- коэффициент,
учитывающий двухосность напряженного состояния трубы; Ò - предел
текучести металла трубы; pec - показатель, зависящий от механических
характеристик металла.
4) Разрушение трубы с трещиной при сочетании нормального отрыва
со сдвигом (например, для эллиптических и полуэллиптических трещин)
можно оценить по модифицированному энергетическому критерию
разрушения [5]
G1 / G1c  G2 / G2c  G3 / G3c  1 ,
(5.12)
где G1, G2 , G3 - интенсивности высвобождения энергии деформации
трубы при соответствующих парциальных нагружениях; G1c , G2c , G3c соответствующие удельные работы разрушения .
2
2
2
2
2
K3 (1  )
K1 (1   )
K 2 (1   )
G1 
; G2 
; G3 
,
E
E
E
где E - модуль Юнга,  - коэффициент Пуассона.
(5.13)
46
6.
МОДЕЛИ КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ
ТРУБОПРОВОДОВ
6.1. Общие положения
Подавляющее большинство трубопроводов эксплуатируются в
условиях одновременного воздействия механических нагрузок и активных
сред. Причем эти факторы могут действовать в самых неблагоприятных
сочетаниях. Такое совместное действие понижает долговечность и предел
выносливости материала. Это приводит к значительно более быстрому
разрушению металла труб, чем при действии каждого фактора в отдельности.
Система коррозионного мониторинга трубопроводов должна отслеживать не
только общие коррозионные повреждения (равномерное уменьшение
толщины), но и локальные: питтинг, язвенная, щелевая и ручейковая
коррозия., которые при наложении механических воздействий могут стать
источником коррозионной трещины. При зарождении коррозионных трещин
механизм коррозионного разрушения в зависимости от характера
приложения механических напряжений разделяют на коррозионное
растрескивание и коррозионную усталость.
Коррозионная усталость  это процесс постепенного накопления
повреждения материала под воздействием циклически изменяющихся
напряжений и коррозионно-активных сред, приводящих к изменению
свойств материала, образованию коррозионно-усталостных трещин, их
развитию и разрушению трубопровода.
Коррозионное растрескивание  один из наиболее опасных и
практически важных видов повреждаемости металлов и их разрушения при
совместном воздействии статически приложенных напряжений и
коррозионных сред. Разрушение имеет обычно характер нормального
отрыва. В отечественной литературе обычно используют термин –
коррозионное растрескивание под напряжением (КРН, стресс-коррозия).
В последнее время на трубопроводах из числа аварий по причине
коррозии возрастает доля стресс-коррозионных разрушений. Наиболее
пораженные
стресс-коррозией
участки
трубопроводов
обследуют
различными неразрушающими методами. По результатам обследования все
обнаруженные дефекты необходимо классифицировать по степени их
опасности для принятия обоснованных решений о замене, ремонте труб или
организации наблюдения за дефектами в течение установленного срока.
К проявлению коррозионно-механического растрескивания металла
труб признано относить сочетание действия трех факторов:
-качество
металла
–
наличие
структурных
причин
(металлургическая наследственность), способствующих образованию
зародышевых микротрещин;
47
-наличие коррозионно-активной среды, ее доступ к поверхности
металла и взаимодействие среды со структурой металла;
-соответствующий уровень действующих напряжений (с учетом
внутренних остаточных напряжений), превышающих пороговый уровень для
начала развития зародышевых микротрещин, при сохранении номинальных
условий эксплуатации трубопровода.
В настоящее время нет общей теории, описывающей механизм КРН.
Коррозионное разрушение под напряжением изучают материаловеды,
химики и механики. В методике для оценки остаточного ресурса
трубопроводов в зависимости от полноты исходных априорных данных
предлагается два подхода. Первый подход базируется на моделях,
исследующих процесс (механизм) разрушения, второй - на классических
критериях прочности.
6.2. Требования по расчету остаточного ресурса
Стальные трубопроводы работают в условиях статического и
малоциклового нагружения внутренним давлением. Остаточный ресурс
участков трубопровода следует определять на основе расчетов на прочность
по критериям сопротивления разрушению при однократном нагружении,
расчета элементов трубопроводной конструкции на прочность при малом
числе циклов нагружения; оценки живучести (трещиностойкости) при
малоцикловом нагружении.
Расчеты остаточного ресурса участков трубопровода следует
выполнять по критериям:
- коррозионного износа, механохимической коррозии;
- малоцикловой усталости и трещинообразования.
Остаточный ресурс дефектосодержащего участка трубопровода по
критериям усталости и трещинообразования определяют как сумму
расчетных данных остаточных ресурсов по двум стадиям циклического
разрушения:
Tpki  Tpi  Tmi ,
где
T pi
-
ресурс
до
образования
(6.1)
макротрещины
на
i-ом
дефектосодержащем участке; Tmi - ресурс до образования лавинообразной
трещины на i-ом участке.
В основу прогнозирования остаточного ресурса трубопровода
положено проведение расчета остаточного ресурса локальных участков
трубопровода и определение минимального значения этой величины. После
исчерпания остаточного ресурса или восстановления работоспособности
ненадежного участка прогнозирование остаточного ресурса участка
трубопровода следует произвести заново.
При принятии решения о прогнозируемом остаточном ресурсе участка
трубопровода следует выбирать минимальное значение этой величины по
результатам выполненных расчетов в целом.
48
6.3. Расчет остаточного
коррозионному износу
ресурса
участка
трубопровода
по
Расчет и прогнозирование остаточного ресурса участка трубопровода
по критерию коррозионного износа осуществляется по результатам замеров
толщины стенки трубопровода, статистической обработки результатов
измерений и оценки индивидуального ресурса по каждому конкретному
дефектосодержащему участку и конструктивному элементу отдельно.
До толщинометрии должны быть определены: ориентировочная
площадь поверхности, подвергшейся коррозии (по экспертно инженерным
оценкам); площадь поверхности, приходящаяся на один локальный замер в
множестве независимых измерений; степень агрессивного воздействия
среды, степень неравномерности коррозии и необходимое число измерений.
За один локальный замер толщины стенки трубопровода следует
принимать не менее 30 измерений (для сохранения правила “трех сигм”) с
шагом не более 50 мм как по периметру трубы, так и в продольном
направлении. При расчете остаточного ресурса следует использовать
эмпирические данные (таблица 5) по коэффициентам вариации глубины
коррозионного повреждения и разброса скорости коррозии в зависимости от
степени агрессивного воздействия среды.
Статистическая обработка результатов измерений включает:
- определение минимального объема необходимого числа измерений
(объем выборки);
- выполнение измерений толщины стенки труб и определение
максимальной глубины коррозии по элементам конструкции;
- оценки однородности полученной выборки;
-определение коэффициентов вариации глубины коррозии и разброса
скорости коррозии.
Доверительную вероятность следует выбирать не менее 0,95,
максимально допустимую относительную ошибку измерений - 0,10.
Прогнозирование остаточного ресурса - Tpk участка трубопровода
следует производить на основании расчетов остаточного ресурса по
результатам локальных замеров (толщинометрии) и определение
минимального значения этой величины для обследуемого участка
трубопровода: Tpk =minTpki , где i  1, 2,3.....n - количество локальных участков
толщинометрии.
Расчет остаточного ресурса обследуемого участка трубопровода
следует производить в следующей последовательности. Определяют по
результатом толщинометрии минимальное и максимальное значения
49
скорости коррозии металла обследуемого локального участка трубопровода
по формуле:
rmin
Vô min 
max
max
Tý
,
(6.2)
где rmin - минимальное и максимальное значение глубины коррозии,
max
мм; Тэ - фактическое время эксплуатации трубопровода, год.
Вычисляют минимальное и максимальное значения скорости коррозии
с учетом коэффициента разброса скорости коррозии по формуле:
rmin    kc 
Vô
min 
max
max
 Vô
Tý
min 
max
  kc  ,
(6.3)
где kc - коэффициент разброса скорости коррозии для установленной
степени агрессивного воздействия среды, принимаемой по данным таблицы
5.
Определяют остаточный ресурс обследуемого локального участка
трубопровода по формуле:
Tpki 
h ô min h äî ï
min
Vô max    kc 
,
(6.4)
где h ô min - фактическая минимальная остаточная толщина стенки
трубы, мм; h
- минимально допустимая толщина стенки трубы,
äî ï
min
численное значение которого следует принимать по данным таблицы 6.
За остаточный ресурс обследуемого участка трубопровода следует
принимать величину
Tpk =minTpki .
Таблица 5. Степень агрессивного воздействия в зависимости от
скорости коррозии трубной стали
Степень
агрессивного
воздействия
среды
неагрессивная
слабоагрессив
Скорость
коррозии, мм/год
 0,01
0,010,1
0,10,5
 0,5
Коэффициент
вариации глубины
коррозионного
повреждения
0,1
0,2
ная
Коэффициент
разброса скорости
коррозии, kc
 1,15
 1,88
среднеагресси
0,30,5
 (1,700,10)
сильноагресси
0,5
 1,58
вная
вная
Таблица 6. Отбраковочная толщина стенки труб в зависимости от
диаметра трубопровода
Наружный диаметр трубопровода,
Наименьшая допустимая толщина
50
мм
 108 (114)
 219
 325
 377
 426
стенки труб, мм
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
6.4. Расчет остаточного ресурса участка трубопровода с учетом
механохимической коррозии
В процессе эксплуатации трубопроводов напряженное состояние труб
изменяется в результате коррозионного износа даже при постоянных
статических нагрузках (за счет уменьшения толщины стенки). Концентрация
напряжений усиливает механохимическую коррозию, что может привести к
ускоренной потере несущей способности:
2
d

dh
,


dt
 H h Í dt
(6.5)
где н - начальное кольцевое напряжение в трубе, кгс/мм2; hН номинальная начальная толщина стенки трубы, мм.
Скорость уменьшения толщины стенки трубы равна скорости коррозии
(в единицах глубинного показателя, мм/год), которая определяется
ускорением анодного растворения в результате действия механических
напряжений и равна:
dh
V 
 0 exp
,
dt
RT
(6.6)
где  - абсолютная величина напряжений в металле при одноосном
нагружении до предела упругости, кгс/мм2; 0 - начальная скорость коррозии,
мм/год; V - мольный объем металла (для стали 7 см3/моль); R - газовая
постоянная (82,1 см 3 атм/мольград); T - температура, К.
Относительную долговечность участка трубопровода следует
определять по формуле:
F
T0  a  FH  Ei  aFH   Ei  aF    exp  aFH   H exp  aF  ,
F
(6.7)
где FH - коэффициент использования несущей способности; a - поправочный
коэффициент рассчитывается по формуле a 
функция.
Составляющие
формулам:
члены
уравнения
FH 
H
,
np
(6.7)
V  np
RT
; Ei - интегральная
следует
определять
по
(6.8)
где H - начальное действующее напряжение в стенке трубы,
кгс/мм ; np - предельное напряжение, как правило оно ограничивается
условным пределом текучести (np  0.2) :
2
51
F
(t )
,
np
(6.9)
где (t ) - значение действующих напряжений в момент времени t,
которое соответствует текущему времени эксплуатации.
Когда в стенке трубы достигается предельное напряженное состояние,
то принимается (t )  ï ð и F  l , интегральная функция рассчитывается по
формуле:
2
3
4
x
x
x
x
Ei   x   C  ln x 



,
1 1! 2  2! 3  3! 4  4!
C =0,5772 - постоянная Эйлера-Маскерони.
(6.10)
где
Остаточный ресурс локального участка трубопровода до наступления
предельного состояния в стенке трубы следует определять по следующей
зависимости:
T pki 
T0  h
.
0
(6.11)
За остаточный ресурс обследуемого участка трубопровода следует
принимать величину Tpk =minTpki .
6.5. Объединенная модель КРН трубопроводов
В методике используется модель КРН, соединяющая модели
накопления повреждений и модели механики разрушения. В основу положен
объединенный подход к явлениям разрушения и повреждения, учитывающий
как соотношения глобального энергетического баланса, так и накопление
микроповреждений, уровень которых оказывает существенное влияние на
удельную работу разрушения. В отличие от линейной механики разрушения,
трещина рассматривается как узкая щель с конечным радиусом кривизны на
фронте. Модель включает учет ряда эффектов: затупление фронта трещины
при преобладании коррозионных повреждений и заострение при
преобладании механических повреждений, образование оксидной пленки,
которая замедляет процесс коррозии, и образование ювенильных
поверхностей, т. е. разрушение пленок и обнажение металла при чисто
механическом продвижении фронта трещины.
Рассмотрим участок внутренней поверхности трубопровода с краевой
трещиной (рис.5, а). Глубину трещины обозначим a, радиус кривизны на
фронте . Примем, что трубопровод работает в условиях плоской
деформации с номинальным окружным напряжением отрыва    .
(  =pR/r , где p, R и r – соответственно давление, радиус и толщина стенки
трубопровода). Поверхность контактирует с активной средой, свойства
которой характеризуем концентрацией активного агента на поверхности c .
Радиус кривизны может изменяться в широких пределах. Его начальное
значение обозначим 0 . Характерные значения  составляют  s для чисто
52
механического микроповреждения у фронта неподвижной трещины и c для
коррозионного разъедания (рис.5, б и в).
y
c


s

0
x
a
c
c
a
а)
a
б)
в)
Рис. 5
В отличие от линейной механики разрушения принимаем, что на
фронте трещины возникают конечные напряжения. Их величину нетрудно
связать с глубиной трещины и радиусом. Для одиночной трещины условие
роста зависит от соотношения между активной обобщенной силой G,
продвигающей трещину, и соответствующей силой сопротивления Г:
G(t ) 
 Ã (t ) .
(6.12)
Трещина не растет, если G(t) < Г(t). Это отвечает инкубационной
стадии или стадии остановки из-за падения уровня нагрузки, встречи фронта
с более прочным материалом и т. п. Трещина начинает расти при первом
достижении равенства G(t) = Г(t). Процесс роста трещин управляется
накоплением микроповреждений на их фронтах. Применительно к трещине
коррозионного растрескивания (рис.5 в), введем две феноменологические
меры микроповреждений. Мера  s описывает чисто механическое
повреждение, мера  c – чисто коррозионное. Обе меры принимают значения
из отрезка [0, 1], причем нижние значения соответствуют неповрежденному
материалу, верхние – полностью поврежденному материалу. В общем случае
обе части в соотношении (6.12) зависят от  s и  c .
Чтобы вычислить меры микроповреждений на фронте трещины, нужно
учесть предысторию нагружения. Обозначим меры микроповреждений на
продолжении фронта трещины, т. е. при x  a через s ( x, t ) и c ( x, t ) .Тогда
 s (t )  s (a(t ), t ),
c (t )  c (a(t ), t ) .
(6.13)
Пренебрегая наследственными эффектами, примем, что процесс
накопления
микроповреждений
описывается
дифференциальными
уравнениями:
53
s 1
 f s (,c , a, , s , c , x),
t
ts
c 1
 f c (,c , a, , s , c , x),
t
tc
(6.14)
где ts , tc – постоянные времени; f s , fc – некоторые функции.
Чтобы замкнуть систему уравнений, нужно иметь выражение для
радиуса кривизны на фронте трещины  . Этот радиус зависит от мер
накопления повреждений.
Говоря о механических повреждениях, отметим, что процесс их
накопления связан со значениями напряжений  y ( x, y, t ) на продолжении
фронта трещины x  a, y = 0. Простейшая модель накопления механических
повреждений описывается уравнением порогово-степенного вида:
s 1   y  th 
 


t
ts   f

mf
,
(6.15)
Правая часть уравнения (6.15) содержит следующие параметры
материала.  y – значение напряжений отрыва на фронте трещины и ее
продолжении;  f – характеристика сопротивления материала накоплению
механических повреждений; th – пороговое значение этого сопротивления;
m f положительный показатель, по смыслу аналогичный показателю кривых
усталости и/или показателю в правой части уравнения Пэриса-Эрдогана,
описывающему рост усталостных трещин [1]. Характеристики материала
ts ,  f , th , m f , вообще говоря, зависят от параметров нагружения и
температуры.
Если  y  th , то правая часть выражения (6.15) обращается в нуль.
Для вычисления напряжений  y при x  a представим трещину как
узкую эллиптическую щель с полуосями a и b a и радиусом кривизны на
фронте  на конце большой полуоси. Согласно подходу КолосоваМусхелишвили распределение напряжений  y на продолжении большой
полуоси представляется в виде [17]:
y

2

 
2
 
2

2
 x / a    x / a 2    / a   1
1   / a 
1/ 2
2
2
3
(6.16)
2(  )
1/ 2
где  
4
(1  ) [  3  (  1)
1/ 2
,

1  
a
   1/ 2

1  
a
.
Положив x = a в уравнении (6.16) получим  = 1, отсюда вытекает
известная формула Нейбера для коэффициента концентрации напряжений
около эллиптического отверстия при удаленном поперечном растяжении:
1/ 2
a
k  1  2Y  

.
54
В инженерных
использовать формулу
расчетах
для
вычисления
напряжений
можно
1

x  a2 ,
   k 1  4
 

(6.17)
где Y – поправочная тарировочная функция. Для поверхностной
краевой трещины в трубопроводе Y= 1,12 – 0,232 + 10,62 – 21,73 +
30,424, где  = a/h, h – толщина стенки трубопровода.
Для описания процессов повреждения и разрушения при наличии
физико-химических воздействий среды необходимо добавлять уравнение
диффузии. Это уравнение вместе с основными уравнениями накопления
повреждений и условиями страгивания трещины образует замкнутую
систему уравнений. Обозначим ct – концентрация активного агента
(водородный показатель pH и т.п.) на фронте трещины x = a. Для мелких
трещин ct  c , где c – концентрация у поверхности трубопровода, т. е. у
входа в трещину. Для глубоких трещин ct < c. Чтобы найти ct , необходимо
решить гидродинамическую задачу с учетом диффузии агента и его
взаимодействия с концевой зоной, а также поверхностями трещины. Задача
осложняется тем, что форма трещины изменяется из-за ее роста. Кроме того,
реальные трещины извилисты и имеют неправильную форму. Хотя
соответствующая гидродинамическая задача может рассматриваться в
одномерной постановке, ее включение в модель представляется
нецелесообразным. Введем дифференциальное уравнение:
dct ca  ct da ca  ct


,
dt
 c dt
ta
(6.18)
где ca – установившееся значение концентрации на неподвижном
фронте;  c – параметр длины; ta – временной параметр, который
характеризует скорость изменения ct (t ) при остановившемся фронте.
Концентрацию ca введем как
ca 
c
,
1  a / a
(6.19)
где c – концентрация у входа в трещину; a – параметр материала,
размерности длины. С углублением трещины концентрация ca убывает из-за
затруднения доступа свежего агента.
Таким образом, модель, описываемая формулами (6.18) и (6.19),
оказывается достаточно гибкой, чтобы описать изменение концентрации на
фронте с учетом основных факторов: глубины трещины и скорости ее роста.
Зона c характерным размером  c , где происходит интенсивное накопление
коррозионных повреждений, вообще говоря, не совпадает с соответствующей
зоной механических повреждений.
Введем меру коррозионных повреждений c и 0  c  1 , причем ее
значение на фронте трещины обозначим  c .
55
При выборе модели, определяющей накопление коррозионных
повреждений, необходимо учитывать ускорение процесса коррозионного
повреждения вследствие образования ювенильных поверхностей и
репассивацию – замедление процесса вследствие образования оксидной
пленки.
Процесс накопления коррозионных повреждений будем описывать
уравнением вида:
c
1  c  cth 
  t

t
tc  cd 
mc
1  ñ ,
1  s
(6.20)
где t – время; ct – концентрация активного агента в момент времени t.
Здесь введены следующие параметры материала: cd – концентрация, которая
характеризует сопротивление материала накоплению коррозионных
повреждений; cth – порог этой концентрации; mc – положительный
показатель, характеризующий скорость накопления коррозионных
повреждений.
Характеристики материала tc, cd, cth, и mc, вообще говоря, зависят от
типа коррозионной среды, параметров нагружения и температуры. Если ct <
cth , то правая часть выражения (6.20), определяющего процесс накопления
коррозионных повреждений, равна нулю.
Как упоминалось ранее, центральный пункт теории роста трещин 
учет влияния микроповреждений на сопротивление росту трещины.
Микроповреждения, вообще говоря, распределены по всему объему тела
неравномерно, но плотность их распределения достигает наибольших
значений вблизи фронтов трещин, где концентрация напряжений особенно
велика. В общем случае обе силы G(t) и Г(t) зависят от  s (t ) и c (t ) .
Поскольку активная обобщенная сила G характеризует высвобождение
энергии во всей системе тело с трещиной – нагрузка, то влияние
микроповреждений на значение этой силы весьма незначительно. Поэтому
можно положить, что
2
2
G  K (1   ) / E ,
(6.21)
где K – коэффициент интенсивности напряжений, E – модуль Юнга,  –
коэффициент Пуассона материала.
При вычислении пассивной обобщенной силы Г необходимо учитывать
как механическую, так и коррозионную составляющую. Сила Г выражается
через удельную работу разрушения , равную энергии, которую нужно
затратить для продвижения фронта трещины на единицу площади.
Простейшая модель – аддитивная , при этом:

à   0 1    s   c   .


(6.22)
Здесь  0 – удельная работа разрушения для неповрежденного
материала;  – некоторый положительный показатель.
В данной теории, как упоминалось выше, приходится отказаться от
трактовки трещин как математических разрезов, поскольку такая трактовка
приводит к сингулярностям. Для полного описания условий у фронта
56
трещины необходимо ввести либо радиус кривизны на фронте  (в случае,
если материал трактуется как упругий), либо раскрытие трещины на фронте 
(если, например, используется модель тонкой пластической зоны). В
дальнейшем полагаем, что материал деформируется упруго, а радиус  имеет
смысл некоторой характеристики, которая описывает концентрацию
напряжений на фронте трещины при наличии сложной фрактографической
картины и снижения жесткости материала в окрестности фронта [17].
Радиус кривизны на фронте трещины, вообще, величина переменная.
Трещина затупляется, если она растет достаточно медленно при высоком
уровне микроповреждений на фронте. При ускоренном росте трещины
происходит ее заострение. Таким образом, уравнение относительно радиуса 
должно включать две противоположные тенденции  заострение с
увеличением скорости роста da/dt и затупление с увеличением скорости
накопления микроповреждений d  / dt . В дальнейшем используем для 
феноменологическую модель, аналогичную той, которая описана уравнением
(6.18). Аналитическая модель, включающая эти тенденции, имеет вид:
d  s s   da
d c
d
 f 

  c   
dt
dt
 dt
dt


.
(6.23)
Здесь s – радиус «острой» трещины, f – радиус «тупой» трещины от
механических повреждений, c – радиус «тупой» трещины от коррозии.  –
масштаб длины, характеризует расстояние, которое должен пройти фронт
трещины, чтобы заострение трещины стало заметным. Очевидно, что 
имеет порядок зоны s .Простейшая связь радиуса кривизны с мерами
микроповреждений – конечное соотношение вида:  = s +  f s + cc .
В правой части соотношения (6.23) второй член описывает процесс
заострения до «острого» значения радиуса s, два других – процессы
затупления до «тупых» значений f и c для механических и коррозионных
повреждений соответственно. При этом s << min{f, c}, где f и c могут
иметь одинаковый порядок.
Целесообразно проводить различия между радиусами s, f и c,
которые относятся к микрорельефу поверхности, и радиусами закруглений у
конструктивных концентраторов напряжений, которые на порядок и более
превышают
максимальные
значения
.
Возмущения,
которые
конструктивные концентраторы напряжений вносят в поле напряжений,
следует учитывать в номинальных напряжениях.
Для медленно растущей трещины в квазистационарном приближении
можно получить кинетическое уравнение роста трещины:
mf
mc 
2 12
 c  ct  cth   
K 
da   f   y  th 


  ff



  1 2
dt  t f 
d
tc  cd   

K c 

 
K  Y   a 
1
2,




1
,
(6.24)
(6.25)
57
где Kc - критическое (в смысле механического разрушения) значение
коэффициента интенсивности напряжений: Kc2=0E/(1-2),  ff –значение
меры механических микроповреждений в дальнем поле, т.е. значение,
достигнутое до того, как частицы материала попали в концевую зону у
вершины трещины с повышенным уровнем напряжений.
Предложенная модель позволяет определить инкубационную стадию
зарождения коррозионной трещины, для которой a  a0  const . Поскольку по
условию при t = 0 и в ближайшей окрестности t>0 трещина не растет, то G(0)
< (0). В правые части уравнений (6.15) и (6.20), описывающих накопление
микроповреждений, за цикл нагружения, подставим значения x = a = a0, а
также значение начального радиуса кривизны. В уравнение накопления
механических микроповреждений входит напряжение y. Это напряжение
вычисляем по формуле (6.17), представив трещину как узкую эллиптическую
щель с конечным радиусом кривизны на фронте. В уравнение накопления
коррозионных повреждений входит концентрация активного агента на
фронте ct. Для ее определения необходимо проинтегрировать уравнение
диффузии (6.18). Силу G, продвигающую трещину, определим по формуле
(6.21), а коэффициент интенсивности напряжения по формуле (6.25). Время
окончания инкубационной стадии t* найдем как первый корень уравнения
G(t) = (t).
Остаточный ресурс трубопровода состоит из инкубационной стадии
зарождения коррозионной трещины t* и времени ее подрастания tр до
критической глубины ac,, определяемой из условия:
Kmax  Kc ( K1c ) .
(6.26)
Изложенная выше модель также позволяет описать явление питтингкоррозии. Пусть механические воздействия отсутствуют, т.е.   =0. Тогда
G=0, и условие равновесности принимает вид Г(t)=0. Отсюда для растущего
макродефекта получаем уравнение  ff (t )  c (t )  1. Время окончания
инкубационной стадии найдем как первый корень этого уравнения. Если
 ff 1,то радиус кривизны на дне коррозионной ямки в конце
инкубационной стадии близок к с .Дальнейшее углубление ямки можно
описать с помощью приближенного уравнения
da ñ  ct  cth 


 1   ff
dt
tc  cd 


1
,
(6.27)
которое следует как частный случай из (6.24) при  = 0 и K= 0.
Большинство обнаруженных неразрушающим методом дефектоскопии
коррозионных трещин можно аппроксимировать либо поверхностной
краевой, либо полуэллиптической трещиной. Для поверхностной
полуэллиптической трещины коэффициент интенсивности напряжений
вычисляется согласно [17] по формуле:
1/ 2
 a 
K   

 Q 
a a r

F  , , , R,   ,
b h h

(6.28)
58
Параметры, входящие в это выражение определяются следующим
образом:
1.65
a
Q  1  1.464  
b
M1  1.13  0.09
a
b
,
2
4

a
a 
F  0.97  M1  M 2    M 3    gf  f c ,
h
 h  

1
a

, M 2  0.54  0.89  0.2   ,
b

1
a

 a
M 3  0.5   0.65    14 1  
b

 b
1/ 4
2

 2  a 2 2 
2
a 
g  1  0.1  0.35    (1  sin ) , f  sin     cos 
 h  
b



24
1/ 2
 R2  r 2
a h

, fc   2 2  1  0.5   
R r
h  r


где a – глубина трещины, 2b – длина трещины; h – толщина стенки, r и
R – внутренний и наружный радиусы трубопровода,  – угол, определяющий
точку где вычисляется K; см. рис. 6 и 7.
наружная
поверхностная
трещина
r

R
h
h
поперечное сечение
трубопровода, содержащее
трещину
c
Элемент
трубопровода

a
59
Рис. 6
h
R

r
a
2b
Рис.7
6.6. Модель КРН трубопроводов, основанная на оценке остаточной
прочности
Основными элементами определения остаточного ресурса являются
расчеты остаточной прочности дефектных участков трубопровода и скорости
роста коррозионных дефектов. Для расчета остаточной прочности
используем уравнения поверхностных дефектов, предложенные в
американских стандартах [13,14]. В этих уравнениях связь давления в
трубопроводе с геометрическими параметрами дефекта имеет вид:


h  1  A A0
,
P
R  1   A A  M 1 
0


(6.29)
где Р- давление в трубе,  - напряжение течения (flow stress), hтолщина стенки трубы, R - радиус трубы, A - площадь потери металла на
проекции дефектного участка в продольном сечении стенки трубы, A0первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы
60
по длине дефектного участка, А0 = Lh, L-длина дефектного участка, Мкоэффициент Фолиаса (Folias Facnor).
По мере развития методики расчета остаточной прочности
трубопроводов с дефектами были предложены различные выражения для
расчета коэффициента Фолиаса. Первоначально коэффициент Фолиаса был
представлен в виде:
M
2
L 2

1  1, 61
Rh
.
(6.30)
Затем было предложено использовать выражение (6.26) для
вычисления коэффициента Фолиаса при длине дефекта L>2R, а при L  2R
использовать формулу:
M
2
2
L 2
L 2


.
1  1.255
 0.0135
(6.31)
2 2
Rh
R h
2

L 2
В более поздней работе используют выражение (6.27) при
при
 L 2 2
Rh
Rh
 25 , а
 25 –выражение:
2
L 2

M  0, 064
 3,3 .
Rh
(6.32)
При расчете коэффициента М по формуле (6.31) уменьшается
коэффициент запаса для коротких дефектов, что вряд ли целесообразно,
поскольку именно короткие (т.е. более глубокие при заданном разрушающем
давлении) дефекты являются похожими по форме своей математической
зависимости, которая в выражении (6.30) при больших значениях L
приближается к линейной, а в выражении (6.32) является квадратичной.
Квадратичная зависимость коэффициента Фолиаса от длины дефекта в
выражении (6.32) означает повышение коэффициента запаса для более
длинных дефектов, что не целесообразно по указанной выше причине.
Исходя из сказанного формулу для вычисления коэффициента Фолиаса
можно записать в виде:
M  1 KM
 L 2 2 ,
Rh
(6.33)
где Км- эмпирический коэффициент, вычисляемый по результатам
расследования разрывов дефектных участков трубопровода. Рекомендуемое
значение Км лежит в интервале (1,61  1,31).[15]
Как видно из уравнений (6.29-6.31) остаточная прочность дефектной
трубы определяется шестью параметрами h, R, KM,  , A и L. Параметры h и R
характеризуют геометрию трубы и однозначно определяются. Величина
остальных четырех параметров для каждого конкретного дефекта зависит от
его фактических геометрических размеров и способа аппроксимации. Чем
полнее информация об измеренных размерах дефекта, тем более точным
является приближение реального дефекта к расчетной модели. Причем
61
процедура аппроксимации зависит от характера имеющейся информации о
размерах дефекта. В зависимости от применяемых диагностических
приборов может быть измерена глубина дефекта по всей его длине (т.е.
построена зависимость глубины от продольной координаты) или определены
только максимальная глубина и длина дефекта.
Для расчета остаточной прочности линейных участков трубопровода с
реальными стресс-коррозионными дефектами разработана процедура,
заключающаяся в выборе в пределах всего дефекта его эффективной части,
для которой расчетное значение разрушающего давления становится
минимальным. Для реализации этой процедуры производят измерения
глубины дефекта по всей его длине с интервалом 10-25 мм. Продольную
проекцию дефекта разбивают на участки, ограниченные точками измерения
глубины. В пределах дефекта может быть выделено конечное число К его
частей, каждая из которых образует непрерывную последовательность таких
участков. В результате процедуры, заключающейся в расчете величины Р*э
для всех возможных частей дефекта, определяют эффективную часть Р*э , для
которых выполняется соотношение

*
*
1  ÀÝ À0Ý
PÝ  min Pk  
 1  À À  Ì
Ý
0Ý



  min  1  Àk À0k
1 
 1  À À  Ì
Ý 
k
0k


,
1 
k 
(6.34)
где
Р*э- безразмерная величина, характеризующая влияние
геометрических параметров k-ой части дефекта на расчетное давление
разрушения трубы, Аk- площадь рассматриваемой части дефекта:
Ak 
n2
 L jt j ,
(6.35)
j n1
k- номер рассматриваемой части дефекта, k=1,2,3,…,K-1,K, K-число
возможных вариантов выделения части дефектов, n1,n2- номера первого и
последнего участков дефекта в пределах рассматриваемой k-ой части
дефекта, n1=1,2,3,…,N; n2=1,2,3,…,N; N- число участков разбиения
продольной проекции дефекта, N=I-1, I-число точек измерения глубины, Ljдлина j-ого участка дефекта, j=n1, n1+1,…, n2-1,n2.
Li  x j 1  x j
(6.36)
,
где xi- продольная координата i точки измерения глубины, мм;
t j  (t j 1  t j ) / 2 ,
(6.37)
где ti- значение глубины в i-ой точке измерения, мм;
A0k- первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения
стенки трубы по длине рассматриваемой k-ой части дефекта.
A0k 
n2
 L j .
(6.38)
j n1
Мk- коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины рассматриваемой
части дефекта. Индекс «э» означает, что соответствующая величина
относится к эффективной части дефекта.
62
Одной из основных трудностей при расчете по формуле (6.29) является
определение напряжения течения. По литературным источникам конкретные
величины этого параметра для различных марок стали и форм дефектов
принимают в широком диапазоне. Из-за значительного разброса, для
конкретных марок стали и типов дефектов величину напряжения течения
определяют, как правило, экспериментально. Рекомендуемая британским
стандартом оценка для напряжения течения определяется как  = (02 + в)/2,
где 02 – условный предел текучести, в – временное сопротивление.
При расчете остаточного участка трубопровода с дефектом считают,
что трубопровод находится в безопасном состоянии, если может выдержать
установленное для рассматриваемого участка минимальное нормативное
давление испытания. Для этого случая площадь проекции эффективной части
дефекта на продольную ортогональную плоскость определяют по формуле:
AÝ . ðàá  A0Ý
Ý h
1
Ê è Ððàá R
,
1
Ý h
Ì Ý
Ê è Ððàá R
(6.39)
где
Рраб- рабочее давление в трубопроводе, Ки- коэффициент,
зависящий от минимального нормативного испытательного давления,
эадаваемый в соответствии с Приложением 2 ВСН011-88 «Строительство
магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и
испытание», э - напряжение течения, относящееся к эффективной части
дефекта, параметр, зависящий от геометрии дефекта, механических свойств
металла и других факторов.
Вопрос определения скорости роста стресс-коррозионных дефектов
является наименее изученным. Основываясь на результатах теоретических и
лабораторных
исследований
различные
авторы
высказывают
противоречивые, а иногда прямо противоположные мнения о величине
скорости и закономерностях ее изменения. Работы по экспериментальному
определению скорости роста стресс-коррозионных дефектов в натурных
условиях начаты недавно и могут дать надежные результаты только после
накопления представительных статистических данных о росте дефектов в
различных условиях через несколько лет, поскольку процесс роста дефектов
является медленным и надежно регистрируется только по результатам
многолетних наблюдений. Поэтому достоверную информацию о скорости
роста стресс-коррозионного дефекта в конкретных условиях можно получить
в настоящее время только путем контроля изменения его геометрических
параметров закладными датчиками или выполнения контрольного замера
этих параметров через определенное расчетное время.
Тем не менее, по уже имеющимся статистическим данным о средней
скорости изменения максимальной глубины стресс-коррозионнных дефектов,
приведших к разрывам трубопроводов при эксплуатации и переиспытании,
можно оценить возможную скорость роста классифицируемых стресскоррозионных дефектов. Средняя скорость изменения максимальной
63
глубины рассматриваемых дефектов находится в интервале от 0,01 до. Срок
контрольного замера параметров дефектов определяют аналогично сроку
безопасной эксплуатации дефектных труб, но при максимальной скорости их
возможного роста  max .
Скорость изменения площади потери металла на проекции
эффективной части дефекта длиной LЭ принимают равной:
VA 
Lýtý.max
,
ýêñ
(6.40)
где tэ.max-максимальная глубина стресс-коррозионных трещин в
пределах эффективной части дефекта, мм.
Срок эксплуатации трубопровода с дефектом определяют по формуле:
ý 
Aý. ðàá  Àý
VA
.
(6.41)
Для определения фактической скорости изменения площади потери
металла на отдельные дефекты устанавливают закладные датчики. По
показаниям датчиков определяют скорость роста дефекта, динамику ее
изменения и прогнозируют скорость дальнейшего роста дефекта. Срок
безопасной эксплуатации дефектной трубы по результатам анализа
показаний датчиков определяют по формуле:
Aý. ðàá  Àý.ê

VA. Ï
,
(6.42)
где Аэ.к- площадь потери металла на проекции эффективной части
дефекта на продольную ортогональную плоскость, определенная по
последним данным о параметрах дефекта, снятых с закладного датчика, мм2,
VАП – прогнозируемая скорость изменения площади потери металла на
проекции эффективной части дефекта длиной Lэ, мм2/год.
Срок контрольного замера параметров дефекта при отсутствии на нем
закладного датчика определяют по формуле:
к 
Aэ. раб  Аэ
v max Lэ
.
(6.43)
Срок безопасной эксплуатации дефектного участка трубопровода после
контрольного замера параметров дефекта рассчитывают по формуле:
ý.ê 
ê ( Aý. ðàá  Àý.ê )
Àý.ê  Àý
,
(6.44)
где Аэ.к- площадь потери металла на проекции эффективной части
дефекта на продольную ортогональную плоскость, определенная по
результатам контрольного замера параметров дефекта, мм2.
Если при проведении диагностирования трубопровода удается
измерить только максимальную глубину дефекта, то связь расчетного
давления разрушения с геометрическими параметрами дефекта имеет вид:
Pï 
h  tmax
h
(
),
R h  t M 1
max
ï
где Рп – расчетное давление разрушения трубы, МПа;
(6.45)
64

- параметр напряжения , определяемый по результатам
расследования разрывов труб , принимают равным 1.05 от нормативного
предела текучести трубной стали ;
h - толщина стенки трубы , мм ;
R=Dн/2 –h - внутренний радиус трубы, мм ;
Dн – наружный диаметр трубы, мм ;
tmax – максимальная глубина стресс – коррозионного дефекта , мм ;
Мп – коэффициент Фолиаса , рассчитанный для длины Lп.
Lп – полная длина продольной проекции стресс – коррозионного
дефекта , мм .
Срок безопасной эксплуатации трубы с дефектом определяют по
формулам:
ý  ýêñ (
tmax ðàá
tmax
 1),
(6.46)
где экс – время работы трубопровода с момента его ввода в
эксплуатацию до момента обследования, годы; tmax раб – максимальная
допустимая при рабочем давлении глубина дефекта.
tmax ðàá
h
1
Kè Ððàá R
h
,
1
h
 Mï
K è Ððàá R
(6.47)
где Рраб – рабочее давление в трубопроводе, МПа ; Ки – коэффициент ,
зависящий от минимального нормативного испытательного давления в
соответствии с приложением 2 ВСН 011-88 « Строительство магистральных
и промысловых трубопроводов . Очистка полости и испытание».
Если на трубопроводе находятся несколько дефектов, расположенных
вблизи друг от друга , параметры дефектной области определяют по
следующим формулам:
N
Ac   Lntn max ,
n1
(6.48)
где Ас – максимальная суммарная площадь потери металла на проекции
дефектной области; Ln – длина n-ого дефекта; tn max – максимальная глубина nого дефекта;n – номер дефекта;
N – число дефектов в дефектной области.
N
M
n1
m1
Aoc  ( Ln   Lm )h,
(6.49)
где Aoc - первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения
стенки трубы по длине дефектной области; Lm - длина m-ой перемычки
между дефектами; m - номер перемычки между дефектами; M - число
перемычек между дефектами , M=N-1.
65
N
M c  1  KM
M
( Ln   Lm )
n 1
2
m1
,
4 Rh
(6.50)
где Mc –коэффициент Фолиаса , рассчитанный для длины дефектной
области.
Подставив формулы (6.48) и (6.49) в выражение (6.29) получим
формулу для оценки остаточной прочности трубы с несколькими дефектами:

 N
M
N
 h( L 
L
)

 n  m  Lntn max
h  n1
m 1
n 1
Pc 

N
R 
 Lntn max
M
 N
 h( Ln   Lm )  n1
Mc
 n1
m 1




.




(6.51)
При оценке остаточной прочности трубы с несколькими дефектами
расчет производят для каждого дефекта по формуле (6.45) и для всех
комбинаций последовательно расположенных дефектов по формулам (6.50),
(6.51).
При оценке опасности нескольких близлежащих дефектов выделяют из
них группу последовательно расположенных дефектов, для которых
расчетное разрушающее давление, определенное по формулам (6.50) и (6.51),
является минимальным.
Площадь проекции дефектной области, критической при давлении
KиPраб, определяют по формуле:
h
N
Acраб  h(  Ln 
n 1
M
 Lm )
m 1
K и Р раб R
h
K и Р раб R
1
 M c1
,
(6.52)
где Ln - длина n-го дефекта; n - номер дефекта; N - число дефектов
в дефектной области; m - номер перемычки между дефектами; M - число
перемычек между дефектами, M=N-1; M c - коэффициент Фолиаса ,
рассчитанный для длины дефектной области .
Скорость изменения площади потери металла на проекции дефектной
области принимают равной:
N
VAc 
M
(  Ln   Lm )tc max
n 1
m 1
ýêñ
,
где tc.max – максимальная глубина стресс-коррозионных трещин в
пределах дефектной области, мм.
Срок эксплуатации трубы с дефектом определяется по формуле:
(6.53)
66
ý 
Àñðàá  Àñ
VÀñ
,
(6.54)
где Ас – площадь потери металла на проекции дефектной области.
N
Ac   Lntn max .
(6.55)
n 1
Дефекты, имеющие глубину более 80% от толщины стенки трубы,
удаляют из трубопровода независимо от их длины, так как они могут вызвать
утечку продукта.
7.
ЭТАП УСТАЛОСТНОГО РОСТА ТРЕЩИН (ЦИКЛИЧЕСКАЯ
ТРЕЩИНОСТОЙ КОСТЬ)
7.1. Модели роста трещин при циклическом и длительном нагружениях
Для оценки числа циклов N p от момента зарождения трещины до
момента, когда трещина становится сквозной, существуют кинетические
диаграммы усталостного разрушения. Эти диаграммы связывают между
собой скорость роста трещины da/dN и изменение за цикл напряженно деформированного состояния в вершине трещины. Так как напряженнодеформированное состояние в вершине трещины описывается посредством
K1e , то и
коэффициентов интенсивности напряжений K1 и деформаций
кинетические диаграммы усталостного разрушения выражаются формулами
типа:
da
da
 f  (K1 );
 fe (K1 )
dN
dN
,
(7.1)
где 1 - размах коэффициента интенсивности напряжений. В области
K  Kth трещина практически не развивается. Величина th
является
пороговой величиной для роста трещины. В области K  K fc трещина не
может существовать, т.к. при K  K fc происходит полное разрушение
(долом). Величина fc является критической (предельной) величиной для
роста трещины.
Область thfc условно делится на три подобласти. Во второй
подобласти диаграмма усталостного разрушения хорошо описывается
уравнениями Пэриса-Махутова [10]
ne
n da
da
 C (K ) ;
 Ce (K )
.
dN
dN
(7.2)
В режиме циклического нагружения основными характеристиками
трещин в соответствии с формулами (7.2) являются параметры: C , n , Ce , ne .
Уравнения (7.2) Пэриса-Махутова являются полуэмпирическими и не
учитывают накопление повреждений, вызванное деформационным и
коррозионным старением материала трубы в процессе эксплуатации. В /1/
67
приведен достаточно общий класс уравнений роста усталостных трещин на
основе классической концепции Гриффитса. При выводе используется
гипотеза о том, что медленно подрастающая усталостная трещина в момент
достижения наибольших напряжений цикла удовлетворяет условиям
равновесности по Гриффитсу. Однако обобщенные силы сопротивления
материала продвижению трещины существенно снижаются вследствие
предварительно накопленных повреждений. Для силы сопротивления Г



примем степенную зависимость от суммарного повреждения :    0 1   ,
где  0 - удельная работа разрушения для первоначально неповрежденного
материала трубопровода,  - функция накопления повреждений как
механического, так и коррозионного происхождения,  - параметр. Запишем
один из вариантов уравнения усталостного роста однопараметрической
трещины /11/
1
1


 G2  G2th  2  
G1 G2  
da   G1  G1th 

,
  

   
 1 


   G1c G2c 
dN  
G1 f
G
2
f


 
max

(7.3)
где N - число циклов нагружения;  и   - длины зон интенсивного
накопления повреждений, имеющие порядок длин краевых эффектов; G f характеристика сопротивления материала накоплению повреждений; G1th и
G2th - пороговые значения размаха обобщенных сил, продвигающих фронт
трещины; G1 и G2 - размах обобщенных сил; , 1, 2 - параметры,
определяемые экспериментально по диаграмме усталостного разрушения.
В соответствии с уравнениями (7.2) число циклов N p на этапе роста
трещины при циклическом нагружении определяется по формуле.
Аналогичную формулу можно получить для уравнения (7.3):
Np 
aC

da
aO Ce (K1e )
ne
,
(7.4)
где aO - исходная глубина дефекта, aC - критическая глубина,
удовлетворяющая хотя бы одному из условий статического разрушения.
Если процессы накопления усталостных и квазистатических
повреждений протекают параллельно, то принцип суммирования
повреждений приводит к обобщающему уравнению:
68
n
n
n dN
da
 B ( K1  Kth ) /( K1c  Kth )  C (K1 )
,
dt
dt
(7.5)
где B – параметр, определяющий скорость роста трещин (оценивается
экспериментальным путем), Kth
- пороговое значение коэффициента
интенсивности напряжений, dN/dt -число циклов нагружения за единицу
времени.
Уравнение (7.5) описывает рост трещин при сочетании длительно
действующего постоянного давления с переменным циклическим
нагружением.
7.2. Оценка долговечности и прогнозирование остаточного ресурса
Для оценки долговечности и остаточного ресурса обычно применяют
гипотезу линейного суммирования повреждений. По этой гипотезе при
эксплуатации трубопровода в сложном циклическом режиме происходит
накопление повреждений в дефектных местах. Как только на каком-то
дефекте функция накопления повреждений будет равна единице, то здесь и
происходит разрыв трубы. Если трубопровод испытывает простое
циклическое нагружение, то повреждения за один год (1 ) определяются так:

1  N1 / N p , {1/ ãî ä } ,
(7.6)
где N1 - число перепадов давления за этот год; N p - число циклов до
разрушения (включая инкубационную стадию зарождения трещины), которое
может выдержать труба с заданным дефектом при данном режиме
эксплуатации.
Если трубопровод испытывает в течение года сложное нагружение, то
согласно гипотезе линейного суммирования повреждений, повреждения за год
вычисляются по формуле:
n N
   i , {1/ ãî ä) .
i 1 
Np
(7.7)
Если считать, что режимы перекачки продукта в течение эксплуатации
трубопровода не изменяются, то долговечность (ресурс) определяется как:
T
1
, {ãî ä} ,
  nN
(7.8)
где П - повреждения , накапливаемые за год; nN - коэффициент запаса
по долговечности.
Расчеты и экспериментальные исследования проведены для участка
магистрального нефтепровода, протяженностью более 1000 км. При расчетах
используются различные типы дефектов труб, обнаруживаемые достаточно
часто на трубопроводах: царапины, каверны, вмятины и др. Происхождение
их может быть самым различным - в процессе изготовления труб, при
транспортировке и их укладке и засыпке грунтом, во время эксплуатации от
различных причин. Циклические
характеристики нагружений труб
69
определялись по данным эксплуатации в различные периоды времени,
существенно отличавшиеся по объемам перекачки и уровням давления.
Свойства металлов труб исследовались на образцах, взятых из
аварийных, действующих и запасных труб, и включали также сварные
соединения. Исследовались химический состав, механические свойства,
ударная вязкость, работа зарождения и распространения трещин и
склонность к хрупкому разрушению металла и сварных соединений. Кроме
типовых методик определения свойств металла использовались и специально
разработанные, например, для оценки склонности стали к образованию
трещин в коррозионной среде и сопротивления металла разрушению в
условиях с переменной нагрузкой, имитирующей циклические нагрузки,
возникающие при перекачке нефти.
В результате исследований находились значения критического
коэффициента интенсивности напряжений, необходимые для определения
ресурса трубы до первого отказа. Значение критического коэффициента
интенсивности напряжений за время длительной эксплуатации уменьшается.
На рис.8 приведена такая зависимость для трубной стали марки 17ГС. Кроме
того, было установлено, что в результате длительной эксплуатации
происходит снижение сопротивления металла труб из некоторых марок стали
хрупкому разрушению, со сдвигом переходных кривых ударной вязкости к
более высоким температурам. На рис.9 представлен пример изменения
критической температуры перехода металла труб из стали марки 17ГС в
хрупкое состояние за время длительной эксплуатации. Следует отметить, что
после 20 лет эксплуатации критическая температура хрупкости металла
некоторых труб находится выше +20 С, что необходимо учитывать при
эксплуатации наземных участков трубопроводов в зимние периоды,
особенно после так называемого режима "хранения".
Проведенные исследования показали, что одной из основных причин
уменьшения сопротивления металла труб хрупкому разрушению в ходе
длительной эксплуатации является деформационное старение, развитию
которого способствует локальная пластическая деформация металла под
воздействием напряжений, возникающих в стенке трубопровода. Можно
полагать, что деформационное старение понижает сопротивление
микропластической деформации, уменьшая наиболее важный для
нефтепроводов запас пластичности и вязкости стали.
На основе результатов исследований механических свойств металла
труб и статистических данных о нагружениях нефтепровода за время его
эксплуатации по разработанному алгоритму рассчитываются графики
зависимости ресурса различных сортов стали от действовавших значений
давлений на трубу. Два таких графика для трубы из стали 17Г1С, при
толщине стенки 9 мм - сплошные линии и 10 мм (штриховые) и
эксплуатировавшейся 22 года, приведены на рис.10.
Используя рассчитанные подобным образом ресурсы труб всех марок,
затем строится итоговый график изменения ресурса вдоль трассы линейного
70
участка. На рис.11 приведен пример такого графика для трех участков, на
первых двух из которых ресурс до отказа на данный момент времени
эксплуатации у некоторой части труб закончился, а на третьем имеется
остаточный ресурс. Наглядность такой формы представления результатов
расчетов, вместе с нанесенными на трассе местами возникавших отказов и
обнаруженных дефектов очевидна.
Наибольшая ценность такой формы представления подобной
информации заключается в доступности сравнительной оценки ресурса
отдельных участков всего нефтепровода. Риск отказов на участках можно
оценить по заштрихованной площади А (см. рис.11), ограниченной графиком
ресурса и прямой, соответствующей текущему году работы трубы. Очевидно,
что большая площадь А соответствует худшему показателю риска, а
максимальная разность между двумя этими графиками показывает
потенциальную наихудшую точку трубопровода по риску отказа.
Проведенные расчеты для конкретных нефтепроводов по определению
опасных участков подтверждаются статистикой случившихся отказов на этих
участках. Подобные исследования в сочетании с информацией об отказах,
природных и селитебных изменениях в зоне прохождения трубопровода за
время его эксплуатации позволяют наметить оптимальную стратегию
капитального ремонта трубопровода по линейным участкам, а также режимы
работы нефтепровода с учетом возможного ограничения давления в
трубопроводе на период ожидания ремонта.
K c / МПа м
50
40
30
0
10
20
30
40
T / год
Рис.8. Изменение критического коэффициента интенсивности
напряжений в ходе эксплуатации трубопровода из стали 17ГС
71
Tк / 0 C
20
0
-20
0
10
20
30
40
T / год
Рис.9. Изменение критической температуры хрупкости в
ходе эксплуатации трубопровода из стали 17ГС
100
1
T / год
75
2
50
25
0
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
P / МПа
Рис.10. Зависимость долговечности трубы 17Г1С диаметром 1020 мм
от действующего давления 1 - N50 = 80; 2 - N50 = 120
72
Т / год
текущий год
эксплуатации
1 - й участок
2 - й участок
3 - й участок
Рис. 11. Пример оценки ресурса трех линейных участков нефтепровода
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Болотин
В.В.
Ресурс
машин
и
конструкций.
М.:
Машиностроение. 1990. 447 с.
2.
Промышленная безопасность и надежность магистральных
трубопроводов. М.:Национальный институт нефти и газа, 2009, 695 с.
3.
Мурзаханов Г.Х. Диагностика технического состояния и оценка
остаточного ресурса магистральных трубопроводов. - М.: Национальный
институт нефти и газа, 2005, 73 с.
4.
Мурзаханов Г.Х. Прогнозирование индивидуального остаточного
ресурса магистральных трубопроводов // Строительство трубопроводов.
1994. № 5. С. 11-15.
5.
Мурзаханов Г.Х., Кузнецов С.Ф. Математическое моделирование
процессов разрушения. М.: Моск. энерг. ин-т. 1989. 105с.
6.
Murzakhanov G.H. Estimation of remaining life span of trunk pipelines // International E-journal. Dynamics, strength & wear-resistance of machines. 1998. Vol.4. P. 51-57.
7.
Методика оценки статической прочности и циклической
долговечности магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТ нефть.1990.
89 с.
73
8.
Part-through crack fatigue life prediction / Ed. J.B. Chang. ASTM
STP 687. Philadelphia: ASTM, 1979.
9.
Kassir M.K., Sih G.C. Mechanics of fracture. Three dimensional
crack problems. Leyden: Nether lands Noordhoff Intern pabl., 1975. V. 2. 252 p.
10.
Когаев В.П., Махутов Н.А., Гусенков А.П. Расчеты деталей
машин на прочность и долговечность. М.: Машиностроение. 1985. 224 с.
11.
Болотин В.В., Мурзаханов Г.Х., Лебедев В.П., Нефедов С.В.
Модель роста дисковой трещины малоцикловой усталости // Изв. РАН.
МТТ. 1996. N2. С.132-142
12.
Болотин B.В., Мурзаханов Г.Х., Минаков Б.В., Нефедов С.В.
Прогнозирование роста внутренних усталостных трещтин // Проблемы
машиностр. и надежн. Машин. 1995. N3. С.40-45
13.
ANSI/ASME B31G-1991, Manual for Determine the Remaining
Strength of Corroded Pipelines, ASME, New York.
14.
CAN/CSA-Z184, ‘Gas Pipeline Systems,’ CSA, 178 Rexdale Blvd.,
Rexdale, Ont., September, 1986.
15.
Мурзаханов Г.Х Программный комплекс «RESURS» для
оценки остаточного ресурса магистральных трубопроводов// Доклады
участников Третьей международной конференции "Безопасность
трубопроводов" Москва. 1999. Секция 3. С.3-8
16.
Мурзаханов Г.Х. и др. Автоматизированная оценка остаточного
ресурса трубопроводов// М.: ВНИИГАЗ. 2000. С. 34-40.
17.
Мурзаханов Г.Х., Шипков А.А. Математические модели
коррозионно-механического разрушения материалов М.: Моск. энерг. ин-т.
2003, 72 с.
18. Мурзаханов Г.Х. Диагностика технического состояния и оценка
остаточного ресурса магистральных и промысловых трубопроводов.//
Управление качеством в нефтегазовом комплексе, 2004, №4, с. 42-52.
19.
Работнов Ю.Н. Элементы наследственной механики твердых тел.
М.: Наука, 1987, 384 с.
20.
Мурзаханов Г.Х. Оценка остаточного ресурса трубопроводов с
учетом ползучести //Управление качеством в нефтегазовом комплексе, 2007,
№1, с.22-25.
21. Мурзаханов Г.Х., Рябцев С.Л. Расчет трубопровода на
сейсмическое воздействие методом конечных элементов// Безопасность
труда в промышленности, 2009, № 1, с. 44-48.
22. Гехман А.С. О некоторых вопросах взаимодействия подземных
трубопроводов с грунтовым массивом //Сейсмостойкость транспортных и
сетевых сооружений. – М.: Наука, 1986. - С. 93-98.
23.
Бирбраер А.Н. Расчет конструкций на сейсмостойкость. - СПб:
Наука, 1998. - 255 с.
74
24. Мурзаханов Г.Х. и др.
Оценка остаточного ресурса
трубопроводов, находящихся в сложных условиях эксплуатации //Управление
качеством в нефтегазовом комплексе, 2006, №4, с..28-34
25. Сейсмостойкость магистральных трубопроводов и специальных
сооружений нефтяной и газовой промышленности / Под ред. Савинова О.А. /
- М.: Наука, 1980. – 170 с.
26. СНиП 11-7-81*. Строительство в сейсмических районах /
Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 2000. - 85 с.