Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением

Предложена методика оценки остаточного ресурса сварного трубопровода с объемным дефектом, учитывающая изменение геометрических параметров дефекта и основанная на использовании коэффициента концентрации напряжений, циклических свойств конструкционного материала и эксплуатационной нагруженности. Данн...

Ausführliche Beschreibung

Gespeichert in:

Bibliographische Detailangaben
Datum:	2010
1. Verfasser:	Юхимец, П.С.
Format:	Artikel
Sprache:	Russian
Veröffentlicht:	Інститут електрозварювання ім. Є.О. Патона НАН України 2010
Schriftenreihe:	Техническая диагностика и неразрушающий контроль
Schlagworte:	Техническая диагностика
Online Zugang:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/103458
Tags:	Tag hinzufügen Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Zitieren:	Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением / П.С. Юхимец // Техническая диагностика и неразрушающий контроль. — 2010. — № 1. — С. 17-22. — Бібліогр.: 13 назв. — рос.

Institution

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-103458
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-1034582016-06-17T03:02:45Z Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением Юхимец, П.С. Техническая диагностика Предложена методика оценки остаточного ресурса сварного трубопровода с объемным дефектом, учитывающая изменение геометрических параметров дефекта и основанная на использовании коэффициента концентрации напряжений, циклических свойств конструкционного материала и эксплуатационной нагруженности. Данная методика позволяет выполнять уточненную оценку остаточного ресурса трубопровода с коррозионным повреждением на основе учета усталостного повреждения, накопленного до его обнаружения и в прогнозируемый период. A procedure is proposed for evaluation of residual life of welded pipeline with a volume defect, which allows for the change of geometrical parameters of the defect and is based on application of the coefficient of stress concentration, cyclic properties of structural materials and operating load. This procedure enables successful performance of a pr?cised evaluation of residual life of a pipeline with corrosion damage based on allowance for the damage accumulated before its detection and in the predicted period. 2010 Article Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением / П.С. Юхимец // Техническая диагностика и неразрушающий контроль. — 2010. — № 1. — С. 17-22. — Бібліогр.: 13 назв. — рос. 0235-3474 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/103458 621.791.620.17 ru Техническая диагностика и неразрушающий контроль Інститут електрозварювання ім. Є.О. Патона НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Russian
topic	Техническая диагностика Техническая диагностика
spellingShingle	Техническая диагностика Техническая диагностика Юхимец, П.С. Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением Техническая диагностика и неразрушающий контроль
description	Предложена методика оценки остаточного ресурса сварного трубопровода с объемным дефектом, учитывающая изменение геометрических параметров дефекта и основанная на использовании коэффициента концентрации напряжений, циклических свойств конструкционного материала и эксплуатационной нагруженности. Данная методика позволяет выполнять уточненную оценку остаточного ресурса трубопровода с коррозионным повреждением на основе учета усталостного повреждения, накопленного до его обнаружения и в прогнозируемый период.
format	Article
author	Юхимец, П.С.
author_facet	Юхимец, П.С.
author_sort	Юхимец, П.С.
title	Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением
title_short	Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением
title_full	Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением
title_fullStr	Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением
title_full_unstemmed	Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением
title_sort	геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением
publisher	Інститут електрозварювання ім. Є.О. Патона НАН України
publishDate	2010
topic_facet	Техническая диагностика
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/103458
citation_txt	Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением / П.С. Юхимец // Техническая диагностика и неразрушающий контроль. — 2010. — № 1. — С. 17-22. — Бібліогр.: 13 назв. — рос.
series	Техническая диагностика и неразрушающий контроль
work_keys_str_mv	AT ûhimecps geometričeskiobuslovlennyjresurstruboprovodaskorrozionnympovreždeniem
first_indexed	2025-07-07T13:53:32Z
last_indexed	2025-07-07T13:53:32Z
_version_	1836996533105459200
fulltext	УДК 621.791.620.17 ГЕОМЕТРИЧЕСКИ ОБУСЛОВЛЕННЫЙ РЕСУРС ТРУБОПРОВОДА С КОРРОЗИОННЫМ ПОВРЕЖДЕНИЕМ П. С. ЮХИМЕЦ Предложена методика оценки остаточного ресурса сварного трубопровода с объемным дефектом, учитывающая изменение геометрических параметров дефекта и основанная на использовании коэффициента концентрации нап- ряжений, циклических свойств конструкционного материала и эксплуатационной нагруженности. Данная методика позволяет выполнять уточненную оценку остаточного ресурса трубопровода с коррозионным повреждением на основе учета усталостного повреждения, накопленного до его обнаружения и в прогнозируемый период. A procedure is proposed for evaluation of residual life of welded pipeline with a volume defect, which allows for the change of geometrical parameters of the defect and is based on application of the coefficient of stress concentration, cyclic properties of structural materials and operating load. This procedure enables successful performance of a pr?cised evaluation of residual life of a pipeline with corrosion damage based on allowance for the damage accumulated before its detection and in the predicted period. Одним из важных направлений повышения эксплу- атационной надежности трубопроводов является со- вершенствование методов расчета, учитывающих наличие исходных дефектов изготовления и мон- тажа, повреждений вследствие влияния окружаю- щей среды, условий и режимов эксплуатации, дег- радации материала и других факторов, влияющих на их работоспособность. Изучение большого ко- личества разрушений подземных сварных трубоп- роводов [1] позволило установить, что одной из ос- новных причин отказов является коррозионное повреждение, происходящее вследствие нарушения защитного покрытия. В работе [2] отмечается склонность трубопро- водов АЭС из углеродистой стали, транспортиру- ющих влажный пар в кипящих и водяных реакторах, к эрозионно-коррозионному износу в процессе эк- сплуатации. Значительное уменьшение толщины стенки, достигающее 1…1,5 мм/год, наблюдалось на трубопроводах многих АЭС, что приводило к их разрывам и влекло за собой остановки и ремонты. Данный тип повреждения характерен и для трубоп- роводов ТЭС [3]. Таким образом, характерной осо- бенностью трубопроводов различного назначения является возникновение в процессе их эксплуатации так называемых объемных поверхностных дефектов — повреждений произвольной конфигурации с не- большой площадью поражения трубы. Стремление к обеспечению конкурентоспособ- ности и эффективности промышленных объектов обусловливает повышение действующих напряже- ний. Как результат, уже на стадии проектирования могут быть заложены значения рабочих номиналь- ных напряжений в металле трубопроводов, доволь- но близкие к пределу текучести. Например, рас- четные сопротивления растяжению (сжатию) ос- новного металла R1 и R2 при проектировании в соответствие с работой [4] определяют по следу- ющим формулам: R1 = R1 n m k1 kn , R2 = R2 n m k2 kn , где R1 n, R2 n — соответственно минимальные зна- чения временного сопротивления и предела теку- чести материала трубы; m — коэффициент условий работы трубопровода; k1, k2 — коэффициенты на- дежности по материалу; kn — коэффициент на- дежности по назначению трубопровода. Для трубопроводов первого класса в зависимос- ти от различных сочетаний коэффициентов m, k1, k2, kn, при проектировании возможны следующие диапазоны изменения расчетных сопротивлений: R1 = (0,33…0,67) R1 n; R2 = (0,43…0,82)R2 n, что делает вполне возможным (с учетом концентрации напря- жений в зоне повреждений) возникновение упру- гопластических деформаций. Характерным для эксплуатации трубопровода оказывается периодическое изменение давления в трубопроводе от атмосферного до уровня давле- ния перекачки и выше. Повторно-статические наг- рузки при наличии геометрических неоднород- ностей в виде коррозионных или эрозионных пов- реждений приводят к повреждаемости конструк- ционного металла вследствие накопления необра- тимых микропластических деформаций. Увеличе- ние плотности дислокаций и накопление повреж- дений — первая стадия процесса разрушения; пос- ледующими стадиями являются зарождение мик- ротрещин, стабильный их рост и спонтанное раз- рушение.© П. С. Юхимец, 2010 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮШИЙ КОНТРОЛЬ, №1,2010 17 Типичный излом при разрушении нефтепро- вода имеет выраженные зоны очага разрушения и дорыва. Наиболее вероятной причиной подоб- ных разрушений является накопление поврежде- ний и развитие исходных или возникнувших в процессе эксплуатации дефектов, в первую оче- редь, коррозионного характера, приводящее к по- явлению и распространению усталостных трещин от повторных воздействий внутреннего давления в процессе эксплуатации. По данным работы [5] некоторые участки ма- гистральных нефтепроводов могут испытывать в среднем 300…350 циклов повторных нагружений в год, вызванных различными технологическими и эксплуатационными факторами (отключение на- сосно-перекачивающих станций (НПС) из-за от- казов электрооборудования, автоматики, механи- ческого оборудования, а также изменение режи- мов перекачки и т. п.). За время расчетного срока службы трубопровода (20 лет) суммарное число циклов нагружения внутренним давлением может составить в среднем порядка 7000…9000 циклов. Периодическое изменение рабочей нагрузки характерно для всех видов трубопроводов. Вследствие этого большинство норм на проек- тирование трубопроводов предусматривает вы- полнение циклического расчета. Вопросы статической прочности трубопрово- дов с объемными поверхностными повреждения- ми, которые включают коррозионные и эрозион- ные дефекты, рассматриваются в ряде норматив- ных документов [6–9]. Указания по оценке цик- лической прочности трубопроводов при наличии повреждений данного типа содержатся в рабо- те [7]. Следует отметить, что данная оценка ре- комендована уже в случае, когда общее число цик- лов изменения нагрузки за предыдущий и прог- нозируемый периоды эксплуатации, например, внутреннего давления и/или температуры равно или превышает 150. В работе [10] предложена методика оценки циклической прочности трубопровода с объем- ным поверхностным дефектом, геометрические параметры которого остаются неизменными. На- помним кратко ее основные положения. Прогнозирование остаточного ресурса трубоп- ровода основывается (наряду с эксплуатационной нагруженностью и циклическими свойствами ма- териала) на данных о его напряженно-деформи- рованном состоянии (НДС), в первую очередь, в зонах концентрации напряжений. Учитывая, что в большинстве практических случаев рассматриваемые дефекты геометрически могут быть достаточно точно описаны с помощью эллипсоида (рис. 1), расчет местных максималь- ных деформаций ведется для поверхности эллип- соида на основе определения номинальных нап- ряжений σн и концентрации напряжений аσ. Из анализа условий эксплуатации трубопрово- да устанавливаются циклы нагружения, характе- ризуемые наибольшими изменениями давления. Для упрощения дальнейшего изложения примем, что в процессе эксплуатации трубопровод испы- тывает только так называемые полные циклы, в которых внутреннее давление изменяется от 0 до рабочего давления. Исходя из значения коэффициента концент- рации напряжений, в упругой области деформи- рования ασ [12] вычисляется амплитуда макси- мальных напряжений в зоне дефекта σa k: σa k = σa ασ, где σа — амплитуда интенсивности номинальных напряжений в полном цикле нагружения. Если размах упругих напряжений пульсирую- щего цикла Δσk превышает предел текучести σт, то для дальнейшего расчета используют значение амплитуды относительной деформации в зоне де- фекта: ea k = Ke ea eт , где ea — амплитуда номинальных деформаций в цикле нагружения; eт — интенсивность дефор- мации, соответствующая пределу текучести; Ke — коэффициент концентрации деформаций в упру- го-пластической области деформирования матери- ала в зоне дефекта в цикле нагружения [13]. В этом случае остаточный ресурс трубопрово- да определяется как: Tост = 1 − d dгод , где dгод — повреждаемость трубопровода за год эксплуатации, dгод = ∑ Nгод [N] ; Nгод — частота повторяемости полных циклов в год; [N] — допускаемое число циклов нагружения, определяемое на основании найденных значений Рис. 1. Поверхностный дефект, моделируемый половиной эл- липсоида: 2с — длина; a — полуширина; b — глубина дефек- та; h — толщина стенки трубы; z — осевое; j — кольцевое направление 18 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮШИЙ КОНТРОЛЬ, №1,2010 амплитуды деформаций (ea k) в зоне дефекта по рас- четной усталостной кривой (1); d — суммарное накопление повреждения d = ∑ Nэ [N], Nэ — фактическое число основных циклов наг- ружения трубопровода в процессе эксплуатации при наличии поверхностного дефекта. В реальных условиях от момента зарождения дефекта до момента его обнаружения проходит некоторое время, в течение которого может быть накоплена существенная усталостная повреждае- мость металла в зоне концентрации. Неучет пов- реждаемости, накопленной до момента обнаруже- ния дефекта, может привести к завышению ре- сурса трубопровода. Помимо этого, прогноз ос- таточного ресурса должен учитывать изменение размеров дефекта во времени, так как при этом изменяется доля повреждаемости, накапливаемая в цикле нагружения. В связи с этим в настоящей статье предложена инженерная методика оценки циклической прочности работающего под внут- ренним давлением трубопровода с поверхност- ным объемным дефектом, которая учитывает из- менение геометрических параметров дефекта в процессе эксплуатации. На момент (0) обнаружения концентрация напряжений в зоне дефекта определяется для дан- ной трубы геометрическими параметрами дефек- та ασ (0) = f(a(0), b(0), c(0)). Этому моменту времени и данным геометрическим параметрам дефекта соответствует 0-й цикл нагружения. Когда дав- ление в цикле достигает максимальной величины, на поверхности дефекта возникают максималь- ные напряжения σg (0) = Δσk, которые постепенно снижаются в направлении толщины стенки трубы (рис. 2). Таким образом, распределение напряжений по толщине стенки в вершине дефекта описывается функцией σg (0) = f(σ(0), sg (0)), где sg (0) — расстояние от вершины дефекта до g-го слоя в направлении нормали к наружной поверхности трубы в 0-м цикле нагружения. В таком случае металл трубы в зоне дефекта можно представить в виде достаточно тонких слоев, в пределах которых при постоянном внутреннем давлении изменения напряжений в направлении толщины не происходит (рис. 3). Тогда при совер- шении 0-го цикла нагружения в каждом из g-х слоев накапливается усталостное повреждение: dNg (0) = 1 [Ng (0)] , где [Ng (0)] — допускаемое число циклов нагру- жения для g-го слоя, определяемое величиной нап- ряжения σg (0) = f(σ0 (0), sg (0)) с использованием рас- четной кривой усталости (1) с введенными коэффициентами запаса по деформациям ne и дол- говечности nN: [Ng (0)] = ⎡ ⎢ ⎣ ⎢ ⎢ ⎢ ⎢ ln 1 1− ψ 4 eт⎛⎝ ea k − σ−1 σт ⎞ ⎠ ⎤ ⎥ ⎦ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ , (1) где ψ — относительное сужение; σ-1 — предел выносливости. Примем, что полные циклы, число которых в течение года эксплуатации трубопровода сос- тавляет Nгод, повторяются через одинаковые промежутки времени ΔТ = 1/Nгод. Тогда на момент выполнения 1-го цикла раз- меры дефекта составят: a(1) = a(0) + VaΔT, b(1) = b(0) + VbΔT, c(1) = c(0) + VcΔT, где Va, Vb, Vc — соответственно скорость кор- розии в направлении ширины, глубины и длины дефекта, которая в условиях отсутствия допол- нительных сведений определяется так: Рис. 2. Распределение интенсивности напряжений σg (0) по толщине стенки трубы согласно расчету методом конечных элементов (МКЭ) Рис. 3. Слои в зоне дефекта в момент времени (0): 1 — 0-й слой; 2 — 9-й ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮШИЙ КОНТРОЛЬ, №1,2010 19 Va = a (0) Tэ , Vb = b (0) Tэ , Vc = c (0) Tэ , где Tэ — время от начала эксплуатации до момента обнаружения дефекта (начало 0-го цикла). Изменение глубины дефекта за промежуток времени ΔT примем равным толщине слоя: Δb = b(1) – b(0) = VbΔT, т. е. к моменту выполнения 1-го цикла количество слоев n(0), имевшееся по толщине стенки в вершине дефекта на момент (0), сократится на 1: n(1) = n(0) − 1 = int ⎡ ⎢ ⎣ s(0) Δb ⎤ ⎥ ⎦ − 1, где s(0) — толщина металла в вершине дефекта в момент (0), s(0) = h – b(0). При выполнении последующих t циклов в ос- тавшихся g-слоях происходит накопление уста- лостного повреждения: ∑ 0 t dNg (1) = dNg (0) + dNg (1) + … + dNg (1). Если [Ng] ≥ 106, то накопление повреждаемости в данном и более глубоких слоях не учитывается. Очевидно, что наиболее поврежденным является слой на поверхности дефекта. Если в какой-либо момент времени t: ∑ 0 t dNg (1) ≥ 1, то ресурс трубы исчерпан и дальнейшая эксплуатация невозможна вследствие угрозы разрушения. В таком случае t и является остаточным ресурсом трубопровода на мо- мент времени (0) без учета повреждения, накапли- вавшегося до этого момента. Очевидно, что дефект существовал некоторое время до его обнаружения, в течение которого его геометрические размеры изменялись, и он мог на- капливать соответствующее повреждение. Для оценки возможной повреждаемости процесс коррозии необходимо воспроизвести в обратном по- рядке, прибавляя последовательно слои к исходному поверхностному слою (рис. 4) и производя вычис- ление повреждаемости в слоях (0(0)…n(0)). С добав- лением каждого нового слоя исходные слои будут смещаться вглубь, а следовательно, возникающие в них напряжения будут снижаться и соответственно будет уменьшаться накапливаемое усталостное пов- реждение. В какой-то из моментов процесс прекра- щения накопления усталостного повреждения в более глубоких слоях дойдет до исходного 0-го слоя. Накопленное в исходных слоях (0(0)…n(0)) к этому моменту усталостное повреждение и будет искомым — накопленным к моменту обнаружения дефекта, которое следует учитывать при прогнозировании ос- таточного ресурса конструкции. Из сказанного выше следует, что при опреде- лении остаточного ресурса с использованием опи- санных выше подходов немаловажным является закон распределения напряжений по толщине стенки в вершине дефекта. Как свидетельствуют результаты расчета МКЭ (рис. 5) распределение носит приблизительно линейный характер. Мак- симальные напряжения на поверхности дефекта достаточно быстро убывают по направлению к по- верхности трубы. Для упрощения последующих расчетов условимся (в запас прочности), что ми- нимальные напряжения в точке поверхности, про- тиволежащей вершине дефекта, равны номиналь- ным напряжениям — σn. Эффективность разработанной методики оце- нивалась путем гидравлического испытания в ре- жиме малоцикловой нагрузки трубы диаметром 530 мм, изготовленной Харцызским трубным за- водом в 1961 г. из стали марки 14ХГС согласно ЧМТУ/УкрНИТИ 182-60. Труба с дефектами, об- наруженными во время внутритрубной диагнос- тики, эксплуатировалась в составе магистрально- го нефтепровода (МН) «Дружба» в течение 43 лет при рабочем давлении 5 МПа. При этом число остановов в год составляло ~25. Испытания проводили пульсирующим давле- нием ΔP = 6 МПа с частотой 1 цикл в минуту. После наработки 1100 циклов на поверхности де- Рис. 4. Слои на момент времени (–2): 1 — 0-й слой; 2 — 1-й предыдущий; 3 — n-й слой Рис. 5. Распределение интенсивности напряжений по толщи- не стенки трубы 300 15: 1 — вдали от дефекта; 2 — в вер- шине дефекта (длина 100, ширина 30, глубина 7,5 мм) 20 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮШИЙ КОНТРОЛЬ, №1,2010 фекта была обнаружена усталостная трещина (рис. 6). Механические свойства трубной стали, необ- ходимые для оценки остаточного ресурса (табл. 1), были получены при испытании: — стандартных плоских образцов, изготовлен- ных из предварительно выпрямленных заготовок; — цилиндрических образцов, изготовленных из заготовок, вырезанных в кольцевом направлении без их выпрямления (рис. 7). Результаты расчета и эксперимента сопоставля- лись для двух случаев (табл. 2): — зарождение дефекта совпадает с началом эк- сплуатации (наиболее консервативный подход); — зарождение дефекта произошло за 10 лет до его обнаружения. При оценке были использованы механические свойства, определенные на образцах рас- тяжения указанных выше типов. Прогнозирование остаточного ресур- са трубопровода при наличии дефекта осуществлялось с использованием ре- зультатов стандартных механических испытаний плоских образцов (табл. 3). Как видим, оценка, основанная на ре- зультатах испытаний стандартных плос- ких образцов, является достаточно консерватив- ной. В свою очередь, различие механических свойств может объясняться их зависимостью от направления вырезки образца и их изменением по толщине стенки трубы. Оценка, основанная на предположении о за- рождении дефекта одновременно с началом экс- Рис. 6. Усталостная трещина: а — на внутренней поверхнос- ти; б — поверхность излома Рис. 7. Схема вырезки образца из трубы Рис. 8. Распределение усталостного повреждения d по остаточной (h – b(0)) толщине стенки вдоль оси X: а — накопленное; б — до обнаружения дефекта; в — после обнаружения до сквозного поражения стенки трубы; г — от начала эксплуатации до сквозного поражения ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮШИЙ КОНТРОЛЬ, №1,2010 21 плуатации, свидетельствует о невозможности дальнейшей эксплуатации ввиду угрозы усталос- тного разрушения. Напротив, в случае возникно- вения дефекта за 10 лет до обнаружения, накоп- ленное повреждение не превышает критического значения ∑dNg (t) 0 t < 1 вплоть до сквозного пораже- ния стенки трубопровода (рис. 8). Выводы Предложена инженерная методика оценки цикли- ческой прочности оборудования с поверхностным объемным дефектом, работающего под внутрен- ним давлением, которая учитывает изменение ге- ометрических параметров дефекта в процессе эк- сплуатации и основана на определении кон- центрации напряжений в зоне дефекта, эксплуа- тационной нагруженности оборудования и цикли- ческих свойствах конструкционного материала и позволяет прогнозировать остаточный ресурс кон- струкции с учетом накопления усталостного пов- реждения в зоне дефекта в период до его обна- ружения, а также в прогнозируемый период. Экспериментальная проверка методики при циклических испытаниях натурных трубных об- разцов с эксплуатационными объемными поверх- ностными дефектами подтвердила возможность практического использования данной методики для определения остаточного ресурса реальных поврежденных объектов. 1. Бородавкин П. П. Подземные магистральные трубопро- воды. — М.: Недра, 1982. — 384 с. 2. Tanarro A., Tecnatom E.G., Avda S. A. Montes de Oca «Ero- sion-corrosion in wet steam and single phase lines in nuclear power plants» proceedings of a specialists meeting «Erosion and corrosion of nuclear power plant materials». — Ukraine 19…22 sept., Kiev, 1994. 3. Антикайн П. А. Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 368 с. 4. СНиП 2.05.06–85. Часть II Нормы проектирования. Гл. 45. Магистральные трубопроводы. 5. Прочность труб магистральных нефте- и продуктопро- водов при статическом и малоцикловом нагружении / М. И. Волский, А. С. Аистов, А. П. Гусенков, Л. К. Гу- менный // Обзорная информация. Сер. Транспорт и хра- нение нефти и нефтепродуктов. — М., ВНИИОЭНГ, 1979. 6. ASME B31.8–1995. Appendix L: Determination of remai- ning strength of corroded pipe. 7. Fitness-for-service. API Recommended practice 579. First ed., January 2000. 8. Det Norske Veritas. Recommended practice DNV-RP-F101. Corroded pipelines. Oct. 2004. 9. ВБН В.2.3-00018201.04–2000. Расчеты на прочность дейс- твующих магистральных трубопроводов с дефектами. 10. Юхимец П. С., Гарф Э. Ф., Нехотящий В. А. Экспери- ментальное обоснование метода расчета остаточного ре- сурса трубопроводов с коррозионными повреждениями // Автомат. сварка. — 2005. — № 11. — С. 17–21. 11. Garf E. F., Netrebsky M. A. Assessment of the strength and residual life of pipelines with erosion-corrosion damage // The Paton Welding J. — 2000. — № 9-10. — P. 13–18. 12. Фокин М. Ф., Трубицын В. А., Никитина Е. А. Оценка эк- сплуатационной долговечности магистральных трубоп- роводов в зоне дефектов. — М.: ВНИИОЭНГ, 1986. — 52 с. 13. Когаев В. П., Махутов Н. А., Гусенков А. П. Расчеты де- талей машин и конструкций на прочность и долговеч- ность. — М.: Машиностроение, 1985. — 224 с. Ин-т электросварки им. Е. О. Патона НАН Украины, Киев Поступила в редакцию 05.09.2010 Таблица 3. Остаточный ресурс трубопровода Noст (ne = 2, nN = 10) Период развития дефекта, год Усталостное повреждение в процессе эксплуатации d Остаточный ресурс цикл год 43 1,8 — — 10 0,42 54 2,16 Т а б л и ц а 1. Механические свойства трубной стали Тип образца σв, MПa σт, MПa ψ, % Стандартный выпрямленный, выре- занный в осевом направлении 584,4 390,4 42,9 Цилиндрический, вырезанный в осе- вом направлении 594,9 425,9 71,4 Т а б л и ц а 2. Результаты оценки усталостного повреждения d в эксперименте (ne = 1, nN = 1) Период развития дефекта, год Усталостное повреждение d эксплуатация эксперимент суммарное 43 0,17/0,03 2,63/1,04 2,80/1,07 10 0,04/0,01 2,67/1,05 Примечание. Перед чертой — оценка при использовании меха- нических свойств, определенных на выпрямленных образцах, за чертой — на цилиндрических образцах. 22 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮШИЙ КОНТРОЛЬ, №1,2010

Геометрически обусловленный ресурс трубопровода с коррозионным повреждением

Institution

Ähnliche Einträge