Содержание к диссертации
Введение
1 Основные проблемы обеспечения безопасности эксплуатации промысловых трубопроводов ОАО «Юганскнефтегаз» 9
1.1 Коррозионная активность рабочих сред. 9
1.2 Механизмы отказов трубопроводов ОАО «Юганскнефтегаз» 10
Выводы по разделу 1 21
2 Оценка степени опасности повреждений и остаточного ресурса трубопроводов по критериям статической прочности и коррозии 22
2.1 Определение предельного давления трубопроводов с повреждениями, не ослабляющими рабочее сечение 23
2.2 Определение предельных давлений конструктивных элементов с повреждениями, ослабляющими рабочее сечение 28
2.3 Расчет ресурса безопасной эксплуатации конструктивных элементов в условиях коррозии и статического нагружения 39
2.4 Расчет ресурса механически неоднородных элементов 60
Выводы по разделу 2 64
3 Определение ресурса трубопроводов по критериям малоциклового нагружения 66
3.1 Расчетная оценка остаточного ресурса по критерию зарождения трещины 66
3.2 Оценка остаточного ресурса трубопроводов по критериям малоцикловой трещиностойкости 69
3.3 Упрощенный метод оценки остаточного ресурса трубопроводов по критериям циклической трещиностойкости 74
Особенности расчета сварных элементов, с геометрической неод нородностью 77
Расчеты остаточного ресурса накладных элементов 81
Рекомендации по учету деформационного старения в расчетах ресурса безопасной эксплуатации элементов трубопроводов 83
Выводы по разделу 3. 88
Технология очистки промысловых нефтепроводов для повышения их эксплуатационной надежности 89
Выводы по разделу 4 95
Основные выводы и рекомендации 95
Приложения 96
Список использованной литературы
- Механизмы отказов трубопроводов ОАО «Юганскнефтегаз»
- Определение предельных давлений конструктивных элементов с повреждениями, ослабляющими рабочее сечение
- Расчет ресурса безопасной эксплуатации конструктивных элементов в условиях коррозии и статического нагружения
- Оценка остаточного ресурса трубопроводов по критериям малоцикловой трещиностойкости
Введение к работе
В нефтяной и газовой промышленности СНГ эксплуатируются 206 тыс.
км магистральных газопроводов, 65 тыс. км магистральных нефтепроводов,
более 6 тыс. км продуктопроводов и более 30 тыс. км промысловых трубо
проводов различного назначения; 2/3 магистральных трубопроводов имеют
возраст более 15 лет. На трубопроводном транспорте нефти и газа ежегодно
происходит более 100 крупных аварий и, к сожалению, ожидается дальней
шее ухудшение ситуации.
* Другую группу объектов, где аварийность, потери нефти и экологиче-
ский ущерб особенно велики, составляют внутрипромысловые системы сбора нефти, газа и продуктопроводов, здесь ежегодно происходит около 75 тыс. аварий.
Старение и увеличение общей протяженности трубопроводов, услож
нение природно-технических и социальных условий эксплуатации большин
ства техногенно-опасных объектов, таких как атомные и тепловые электро
станции, химические и микробиологические производства, ракетно-
ф космические комплексы, гидротехнические сооружения, все виды транспорта
и т.д., требуют максимально возможного применения систем.
Своевременная диагностика и качественный ремонт являются основными направлениями обеспечения работоспособности и безопасности эксплуатации технических систем, в том числе оборудования и трубопроводов.
В результате диагностики технического состояния оборудования и трубопроводов устанавливаются параметры их фактического состояния:
1) уровень напряженности, дефектность и качество металла и сварных
соединений;
Р 2) стойкость и состояние изоляционных материалов;
наличие и состояние катодной защиты;
стабильность грунта и способность кольцевых стыков воспринимать горизонтальные перемещения грунта и др.
Указанные параметры и факторы дополняются сведениями о разруше-
^ ниях и утесках, гидравлических (пневматических) испытаниях и др. Указан-
ные данные являются исходными для принятия соответствующего решения
(дальнейшая эксплуатация, соответствующий ремонт или реконструкция).
Важным и своевременным является вопрос об установлении очередности ре
монта того или иного дефекта или неисправности, что вызывает необходи
мость установления степени их опасности. Причем в зависимости от типа
дефекта или неисправности могут быть использованы различные критерии
степени их опасности. Например, для элементов с дефектами основного ме-
# талла и сварных соединений в качестве критериев опасности дефектов могут
быть использованы коэффициенты снижения прочности фр и долговечности ф( элементов с тем или иным дефектом, обнаруженном при диагностике. Очевидно, что фр < 1,0 и ф( < 1. Значение фр = ф( = 1,0 соответствует бездефектным трубам. Элементы с меньшими значениями фр H(pt должны ремонтироваться раньше. При определенных значениях фр и<р, трубы могут эксплуатироваться без ремонта.
Необходимо отметить, что оценка значений фр и q>t представляет доста-
* точно сложную задачу как в теоретическом, так ив экспериментальном от-
ношениях. Это объясняется, прежде всего, сложностью определения напряженно-деформированного состояния в окрестности дефектов, имеющих различные размеры, конфигурацию, ориентации и местоположения и др. Большую роль при оценке фр и ф1 играют критерии наступления предельного состояния. При оценке прочности труб с дефектами необходимо применение локальных критериев разрушения.
Требуют совершенствования базовые кинетические уравнения для опи
сания процессов накопления повреждений в металле труб при эксплуатации.
J, Проблеме оценки ресурса трубопроводов с учетом одновременного
действия коррозии и механических напряжений посвящено достаточно большое количество опубликованных работ.
Большинство существующих расчетных методов оценки ресурса эле-
ментов конструкций в условиях коррозионного действия рабочих сред базируются на экспериментальных кривых коррозионно-механической прочности металла в координатах «приложенное напряжение - время до разрушения», которые аппроксимируются соответствующими аналитическими функциями. По кривым коррозионно - механической прочности устанавливают величину допускаемого напряжения, не вызывающего разрушения в назначенный срок службы элемента. Этот подход практикуется в расчете трубопроводов, работающих в средах, вызывающих коррозионное растрескивание. В условиях общей коррозии по заданному сроку эксплуатации трубопровода [t] и скорости коррозии v0 устанавливается определенный запас на толщину стенки труб А5 (А5 = 5ср - 8пр, где 8ср и 8пр - фактическая и предельная толщина стенки): AScp = Do [t]. Может решаться и обратная задача. По установленным значениям ио и Л8 определяется ресурс трубопровода: tp = A5/i>o. Обычно, на практике величина щ устанавливается стандартными методами в заданной рабочей среде ненапряженного металла.
Известно влияние механических напряжений на коррозионную стойкость металлов. Однако в существующих методах расчета на прочность трубопроводов этот фактор учитывается лишь при выборе материала. При этом запас на коррозионный износ устанавливается преимущественно по коррозионной стойкости ненапряженного металла. Одна из причин этого - отсутствие надежной расчетной зависимости между величиной действующего напряжения и скоростью коррозии, особенно в условиях, когда металл испытывает плоское и объемное напряженное состояние, характерное для работы трубопроводов. С другой стороны, коррозионное воздействие на металл способствует возрастанию степени напряженности стенок труб и дальнейшему интенсифицированию коррозионных процессов (подобно автокаталитическому процессу), что приводит к резкой потере ресурса трубопроводов. Особенно этот факт характерен для работы нефтегазопромысловых объектов.
Анализ условий эксплуатации и работоспособности нефтегазопромысловых трубопроводов ставит задачу расчета их геометрических и эксплуа-
7 тационных параметров на основе учета кинетики механохимической повреждаемости.
Путем выбора соответствующих марок сталей и термической обработки при определенных ограничениях уровня действующих напряжений удается избежать коррозионного (сульфидного) растрескивания труб, но при этом сохраняется общее коррозионное воздействие агрессивных сред, вызывающих более или менее равномерный коррозионный износ стенок труб. Теоретически обоснованное назначение запаса на коррозионный износ в одних случаях позволяет повысить ресурс трубопровода, в других - уменьшить их металлоемкость.
В последнее время получили развитие расчетные методы оценки ресурса труб, базирующиеся на учете влияния механических напряжений и деформаций на коррозию металла. Однако, в виду сложности этих методов они не получили широкого применения в расчетной практике. Кроме того, существующие методы расчета ресурса труб относятся, в основном, к случаям их общей (равномерной) коррозии.
Базируясь на известных закономерностях металлохимии металлов и механики твердого деформируемого тела, в работе предложено и обосновано одностириметрическое кинетическое уравнение механохимической повреждаемости металлов, связывающее степень изменения геометрических параметров конструктивных элементов в линейной зависимости с их обобщенными инвариантными характеристиками поврежденного и деформированного состояния на всех этапах упругого и упругопластического деформирования.
На основе выполненного анализа кинетики механохимической повреждаемости базовых элементов трубопроводов получены аналитические зависимости для определения долговечности и ресурса трубопроводов в условиях длительного и статического нагружения на всех этапах деформирования, включая стадию спонтанного неконтролируемого разрушения.
Даны практические рекомендации по расчетной оценке безопасности
*
8 срока эксплуатации конкретных трубопроводов, согласованные компетентными институтами и органами Госгортехнадзора России.
Механизмы отказов трубопроводов ОАО «Юганскнефтегаз»
В настоящее время наибольшее количество аварий трубопроводов систем сбора нефти и нефтепромыслового оборудования происходит из-за внутренней коррозии и составляет более 1000 отказов за год [80].
К основным факторам, обуславливающим внутреннюю коррозию: а) высокая обводненность транспортируемой продукции; б) наличие СОг в газе и растворенной углекислоты в водной фазе; в) наличие значительных коли честв взвешенных частиц (так называемых «механических примесей», co lli стоящих из песка и осыпавшихся с поверхности трубы продуктов коррозии); г) образование осадков солей железа и кальция на внутренней поверхности трубопроводов; д) наличие H2S, являющегося продуктом жизнедеятельно сти (СВБ), количество которых в настоящее время резко увеличивается. Ус тановлено, что около 50% всех потерь от коррозии трубопроводов происходит за счет биокоррозии.
Любопытно, что в период с 1980 г. до 1988 г. отмечались коррозионные отказы преимущественно в виде коррозионных язв диаметром 30 -50 мм. Начиная с 1989 года, превалирующим видом отказа стала канавочная коррозия. Это коррозионное поражение металла трубы напоминает собой канавку переменной глубины, «проточенную» по нижней образующей трубопровода. Аварийные повреждения возникают как по основному металлу, так и по заводскому шву или рядом с ним.
Анализ условий эксплуатации показал, что в начале 90-х годов изменились гидравлические режимы работы трубопроводов, уменьшились средние скорости движения газожидкостных смесей и снизились расходные объемы газосодержания. Расчеты показывают, что при скоростях газожидкостной смеси и объемных газосодержаниях, характерных для трубопроводов ССН НГДУ «Бе-лозернефть» в 1980-88 гг., режим течения был дисперсионным [80], т.е. таким, когда газожидкостная смесь движется в форме гомогенного потока и, при обводненности более 50 %, образует эмульсию типа «нефть в воде».
В связи с реконструкцией ССН, начатой в 1989 г. и продолжающейся по настоящее время, изменились диаметры и длины большинства нефтесборных коллекторов, а также объемы газожидкостной смеси, перекачиваемой по ним. При реконструкции диаметры трубопроводов рассчитывали исходя из их максимальной загрузки. Реально, из-за временных простоев трубопроводы ССН загружены, в среднем, на 70 % от максимальных расчетных значений. Это привело к тому, что во многих трубопроводах режим течения стал пробковым по всей их длине, либо расслоенным - по нижней образующей трубы транспортируется жидкость повышенной коррозионной активности, над ней нефть ив верхней части трубы - газ. При этом, по нижней образующей трубы перемещается большое количество механических примесей. При пробковом режиме течения газожидкостной смеси происходит чередование жидкости и газа - газ движется в виде «пробок» в жидкости. В момент прохождения «пробки газа» по отдельному участку длинного трубопровода на этом участке возникает сильная вибрация. Периодичность прохождения газовых «пробок может» быть от 1-2 в час до 15-25 в минуту.
Изменение гидравлических режимов работы нефтесборных коллекторов привело к тому, что большая их часть стала испытывать не только статические (давление газожидкостной смеси) и малоцикловые (связанные с периодическими изменениями загрузки трубопроводов), но и циклические нагрузки. Одновременное воздействие агрессивной коррозионной среды и циклических напряжений на металл трубопроводов приводит к коррозионной усталости металла, характеризующейся локализацией коррозионных процессов в вершинах корро-зионно-механических трещин. При циклическом нагружении металла, упруго-пластические деформации, локализованные в концентраторе напряжений, приводят к интенсивной локальной коррозии (механохимическая коррозия [16, 80, 111]) и развитию коррозионно-усталостной трещины.
Среди других мер защиты металла от коррозионного повреждения (инги-бирование, поверхностные покрытия) реально осуществимым шагом является термообработка труб - один из эффективных методов повышения стойкости металла к коррозии под механическим напряжением. При этом режимы термообработки для конкретных видов труб должны выбираться с учетом особенностей коррозионной среды и механизма коррозии, характерных для условий Само-тлорского месторождения.
Перспективным может быть также направление разработки комплексно-легированных коррозионно-стойких марок сталей.
Для разработки требований к качеству металла труб проведены экспер-тизные исследования аварийных образцов, типичных для эксплуатации в условиях Западной Сибири [82]. О химическом составе сред судили по фазовому и химическому составу продуктов коррозии и осадков, образовавшихся на поверхности металла труб после эксплуатации. Необходимость применения данной методики связана с тем, что состав транспортируемых сред нестабилен, что соответственно затрудняет его контроль.
Определение предельных давлений конструктивных элементов с повреждениями, ослабляющими рабочее сечение
Наиболее часто, в элементах трубопроводов имеет место общая коррозия (рисунок 2.3).
Для протяженных повреждений (с длиной Ск Д) предельное давление, определенное по формуле (2.3), необходимо умножить на коэффициент фп, учитывающий степень снижения рабочего сечения элемента Для компактных (близких к кругу) повреждений (рисунок 3, б) за к следует принимать dK. В ряде случаев в конструктивных элементах обнаруживаются повреждения незначительной площади (язвы, питтинги и др., см. рисунок 2.4). Для элементов с указанными на рисунке 2.4 повреждениями предельные нагрузки определяются с учетом кк и фпк.
Прочность конструктивных элементов с повреждениями с очень малым радиусом закругления в вершине целесообразно устанавливать по критериям статической трещиностойкости [31].
Для этого достаточно в соответствующих формулах, например в (2.3), (2.10) и (2.11) вместо значения кк подставлять коэффициент ктр, определяемый на плоских образцах с одной боковой трещиной. При этом заготовки под образцы вырезаются из конструктивного элемента с последующей правкой упруго-пластическим изгибом. Целесообразно изготавливать образцы квадратного сечения (5 х 8) в соответствии с требованиями ГОСТ 25.506-85 [31]. В образцах для испытаний создаются искусственные трещины глубиной h, равной половине толщины исследуемого элемента: h = 0,58.
По результатам статических испытаний образцов определяются разрушающие напряжения в нетто-сечении асн: с„ =7 (2Л2) l-mh где ос - разрушающие напряжение образцы (ас = Qmax o, где Qmax - разрушающая нагрузка; F0 - площадь рабочего сечения элемента; rrih = h/5. Значение осн при nih = 0,5 обозначим через осн , которое равно 2ас. По известному значению временного сопротивления (ов) исследуемого элемента определяется значение ктр : ктр = осн /ств. (2.13)
Коэффициент трещиностойкости кТр при произвольном значении ти определяется по формуле: кто= 1 -4mh (1 -mh)(l -ктр ). (2.14) Зависимость kTO(nih) отражена на рисунке 2.5. Разрушающее давление конструктивного элемента с трещиной будет определяться по формуле вк р.= 2-5-А-е хШ д К е )
Для большинства трубных и резервуарных сталей при нормальных температурных испытаниях ктр 1, см. таблицу 2.1. Особенности расчета предельных нагрузок сварных соединений элементов с мягкими прослойками
Наличие мягких прослоек (рисунок 2.6) в элементах приводит к снижению предельного давления конструктивного элемента (Рвм) в ам раза по сравнению с предельным давлением Рв, рассчитанным по формуле (2.1): Рвм=ССм-Рв. (2.16) Коэффициент снижения прочности ам зависит от топографии свойств, геометрии и размеров мягкой прослойки. Механические и геометрические параметры мягких прослоек устанавливаются путем измерений твердости сварного элемента.
В зависимости от технологии сварки (присадочного металла, типа разделок свариваемых кромок и др.), а также материала конструктивных элементов, сварные соединения могут быть ослаблены мягкими прослойками различной геометрической формы и степени неоднородности свойств
Механическая неоднородность сварных элементов характеризуется следующими коэффициентами: М Т СТ «- где ав, ав и ав - средние значения временного сопротивления мягкой прослойки, твердого основного и самого твердого металлов.
Если длина мягких прослоек / меньше диаметра элемента (для продольных прослоек) и периметра (для кольцевых прослоек), то они дополнительно упрочняются вследствие появления поддерживающего эффекта (рисунок 2.8).
Поддерживающий эффект проявляется при деформировании коротких продольных мягких прослоек с длиной Д (рисунок 2.8, б)
Расчет ресурса безопасной эксплуатации конструктивных элементов в условиях коррозии и статического нагружения
Дислокационный (d = p- ) предопределяет локальные свойства металлов (упрочнение, возврат и т.д.).
Структурный (CyQ или Z) : определяет распределение дислокационных зарядов в дислокационном комплексе и, следовательно, локальные микроскопические напряжения и перенапряжения, способность к локальным деформациям и т.д.
Масштаб макроскопической неоднородности, т.е. масштаб структурных неоднородностей (размер зерна и т.д.) или дислокационных неустойчи-востей; он определяет распределение макроскопических напряжений.
Энергия активации (например, зарождения микротрещины) может быть записана в виде U(a) = U0 - yBa или U(a) = U0 - bASycy6yMcr, где U0 и активаци-онная площадь AS определяются на атомном уровне, а коэффициент перенапряжения - на субструктурном (усуб) и макроскопическом (ум). Таким образом, все уровни вносят свой вклад в вероятность процесса, т.е. в кинетические закономерности.
Условно, при напряжениях Gj aT диаграмму растяжения делят на три области: легкого скольжения, деформационного упрочнения и динамического возврата [11, 36].
Для стадии легкого скольжения характерны невысокая плотность, равномерность и высокая подвижность дислокаций и дислокационных структур. Поэтому на этой стадии деформирования отмечается сравнительно невысокие сопротивления их движению со стороны других дислокаций, степени деформационного упрочнения и локальной перенапряженности металла. Пластическое течение преимущественно реализуется в результате перемещения дислокаций с их выходом на свободную поверхность образца и образованием новых плоскостей скольжения. Стадия легкого скольжения завершается реализацией равномерного распределения дислокаций. При этом скопления дислокаций окружены ячейками дислокаций. Отмеченные закономерности формирования дислокационных структур предопределяют сравнительно низкий уровень упругой энергии в областях кристалла. Подведенная извне энергия почти полностью расходуется на перемещение дислокаций - пластическую деформацию.
На стадии деформационного упрочнения упругая энергия значительно возрастает с ростом нагрузки. Это связано с ростом плотности дислокаций р и приращения сдвиговых напряжений Ах, необходимых для преодоления дислокационных барьеров в соответствии со следующей формулой [1, 121]: AT«G-BVP, (2.29) где G — модуль сдвига; в - вектор Бюргерса. Как известно рост плотности дислокаций приводит к уменьшению длины пробега дислокаций 1/р. Другими словами, в процессе пластической деформации происходит изменение размерного параметра дислокационной структуры, определяющей их подвижность.
Таким образом, второй стадии характера высокая степень концентрации упругих напряжений, возникающая, как правило, в зонах стеснения деформаций и препятствий (например, границы зерен, включений и др.). При этом диссипативная часть энергии может быть близкой к нулю. Другими словами, в этих зонах аккумулируется вся энергия, подведенная извне. Наряду с этим, эти зоны характеризуются высокой жесткостью напряженного состояния, в которых девиатор напряжений стремиться к нулю. Поэтому, в них, как правило, зарождаются трещины. Кроме этого, эти характерные зоны являются «ловушками» для примесных атомов (азот, и др.). В результате этого в этих зонах происходит дополнительная аккумуляция упругой энергии, приводящая к увеличению химического потенциала и усилению механохи-мической коррозии [1, 36, 37, 38].
Третья стадия деформации (динамического возврата) связана с разрушением дислокационных скоплений путем поперечного скольжения, выстраиванием их в полигональные и ячеистые сплетения с ослаблением упру гих полей. В результате происходит деконцентрация упругих напряжений, аннигиляция дислокаций и как следствие - снижение упругой энергии. Начало третьей стадии (динамического возврата или паробалического упрочнения) деформирования зависит от величины энергии дефектов упаковки. На этой стадии деформирования дислокации имеют возможность обходить различные препятствия по механизму поперечного скольжения винтовых компонент [121].
Коэффициент деформационного упрочнения на стадии динамического возврата снижается до нуля. При этом деформация становится неустойчивой (локализованной), нагрузка и условные напряжения достигая максимума, начинают снижаться. На этой стадии деформации упругая энергии заметно уменьшается и в ряде случаев она составляет всего 5 % от всей затрачиваемой энергии. Остальные 95 % энергии переходит в тепло. В результате чего происходит аннигаляция упругих полей дислокаций.
Таким образом, приведенные данные по кинетике изменения дислокационных структур при холодной деформации сталей позволяют констатировать экстремальный характер изменения степени концентрации локальных напряжений в зонах скопления упругих дислокаций перед различными препятствиями по мере роста общих пластических деформаций в интервале, изменяющемся от деформации текучести ( = о/Е, где ат — предел текучести; Е — модуль упругости) до предельной равномерной деформации єв. При степенной аппроксимации диаграммы растяжения (ст;„ = С є"н, где Тш — истинные номинальные напряжения и деформации; Сип- константы прочности и упрочнения), величины єв приближенно равна коэффициенту деформационного упрочнения п (єів» п).
Оценка остаточного ресурса трубопроводов по критериям малоцикловой трещиностойкости
Рассмотрим конкретный пример расчетов.
Пусть конструктивный элемент работает при пульсирующем отнуле-вом цикле нагружения с максимальным напряжением ттах, равным рабочему ар. При этом рабочее напряжение составляет: стр = 0,67 ат, т.е. ар= 201 МПа. Коэффициент деформационного упрочнения m = 0,23, а относительное сужение \/ = 52 %.
При указанных исходных данных по формуле (3.8) параметры циклической трещиностойкости будут равными: 1 = 1,23 и Сст= 1,116-Ю 4.
По данным диагностики начальная глубина трещиноподобного дефекта h0= 3,8 мм. Далее находим критическую глубину дефекта, соответствующую рабочему напряжению сгр. Сталь 17ГС относится к категории пластических сталей, для которой параметр трещиностойкости а [47] равен единице (атр = 1,0). Это говорит о том, что элемент (труба) с протяженным трещиноподоб-ным дефектом будет разрушаться при таких давлениях, при которых в ослабленном сечении модели возникают средние напряжения, близкие по величине к временному сопротивлению металла ов. Другими словами, прочность таких элементов будет пропорционально зависеть от степени ослабления стенки:
Подставляя в это уравнение вместо онв значение рабочего напряжения ар, получаем hKp = 9,8 мм. При этом относительная глубина дефекта равна: Цщ, — 0,71, а начальное значение Т0= 0,275.
Далее определяем коэффициент интенсивности деформаций Кіє. При т0 = 0,275 по ГОСТ 25.506-85, находим поправочную функцию Y5 = 2,85. Тогда КИН будет равным К! = 201 0,0038-2,85 = 35 МПаТм . При этом коэффициент интенсивности деформаций будет равным: К,Б =г%оо) 2 = 0304- По найденному значению Кіє по формуле (3.22) находим N:
Это число циклов нагружения соответствует отнулевому циклу нагру-жения: Pmin= 0; Pmax= Рр, где Рр - рабочее давление (Рр= 3,35 МПа). Снижение амплитуды коэффициента интенсивности деформаций в два раза приводит к росту долговечности почти в 2,5 раза. При частоте циклов нагружения v = 365 циклов /год время до разрушения tp= 4,2 года.
Таким образом, произведена оценка параметров кинетического уравнения малоцикловой трещиностойкости.
Ресурс безопасной эксплуатации (без разрушения) любого конструктивного элемента определяется в основном двумя параметрами: средней скоростью повреждаемости иср и запасом на толщину рабочего сечения А5. Время эксплуатации без разрушения ts (ресурс) определяется как частное от деления величины А8 и оср: t =А8/о. Величина А5 представляет разницу фактической толщины стенки элемента 8ф и предельной 8пр: AS = 5ф -8пр . Значение 8ф определяется известными методами и средствами диагностики (толщино-метрией). При наличии локальных повреждений в элементе необходимо определять минимальную толщину стенки (нетто-сечения) элемента 5Htj,. При этом фактическая глубина повреждения Ьф равна: Пф= 8ф - 8нф. Для оценки степени износа элемента целесообразно ввести безразмерный параметр - относительную глубину повреждения nih = Ьф/8ф. При отсутствии коррозии обычно 80 = 8ф, где 80 - расчетная толщина рабочего сечения (толщина стенки трубы, цилиндра и др.). Средняя скорость повреждаемости и обычно устанавливается интегрированием кинетического уравнения Пэриса-Эрдогана в зависимости от размаха коэффициента интенсивности напряжений. В ряде случаев (при сравнительно высоких уровнях коэффициента интенсивности напряжений при оценке и целесообразно использование кинетического уравнения Н.А. Маху-това с использованием размаха коэффициента интенсивности упругопласти-ческих деформаций АК1є. Эти подходы связаны с определенными сложностями экспериментальной оценки параметров кинетических уравнений повреждаемости и их интегрирования.
Нами предлагается более простой подход оценки tg, базирующийся на определении степени износа элемента и степенного закона усталостной повреждаемости, связывающего время до разрушения с коэффициентом запаса прочности пв при статическом нагружении. Величина пв регламентируется соответствующими нормативными материалами. Например, для трубопроводов в соответствии со СНиП 2.02.06-85 : nB = КгКн/т, где К] - коэффициент надежности по материалу (Кі = 1,34-1,55); К„ - коэффициент надежности по (К„ = 1,0-1,5); m - коэффициент условий работы трубопровода (щ-= 0,6-0,9). Необходимо учитывать, что нормативное сопротивление растяжению R" = ав (временное сопротивление). В процессе эксплуатации из-за износа (роста повреждаемости) величина коэффициента запаса прочности и ресурс элемента могут уменьшаться. При некотором критическом значении степени износа может наступить разрушение (исчерпание ресурса).
