Содержание к диссертации
Введение
1 Обеспечение безопасности нефтепроводов испытаниями повышенным давлением 11
1.1 Опыт испытаний нефтепроводов 11
1.2 Основные требования к испытаниям нефтепроводов 17
1.3 Анализ методов оценки остаточной дефектности и долговечности нефтепроводов по параметрам их испытаний 24
Выводы по разделу 28
2 Взаимосвязь остаточной дефектности и несущей способности с параметрами переиспытаний нефтепроводов 30
2.1 Общие и теоретические положения 30
2.2 Оценка предельных испытательных давлений труб 34
2.3 Расчеты критических параметров трещины 41
2.4 Расчет предельных давлений сварных соединений с трещинами . 47
2.5 Расчет предельных нагрузок конструктивных элементов с угловыми швами 59
2.6 Особенности расчета разнотолщинных соединений 61
2.7 Предельные нагрузки труб с механическими вмятинами (гофрами) 61
2.8 Особенности расчета сварных соединений конструктивных элементов (отводов, переходников, тройников) 63
Выводы по разделу 63
3 Исследование процессов торможения развития коррозионно- механических трещин при переиспытаниях и эксплуатации 64
3.1 Реализация полей остаточных напряжений в элементах при переиспытании нефтепроводов 64
3.2 Деконцентрация трещин и дефектов 71
3.3 Снятие сварочных напряжений при переиспытаниях 79
3.4 Повышение характеристик работоспособности металла при испытаниях 85
3.5 Исследование процесса торможения сероводородной коррозии при эксплуатации трубопроводов 87
Выводы по разделу 121
4 Разработка методов расчетной оценки безопасного срока эксплуатации нефтепроводов по параметрам их переиспытаний 126
4.1 Математическая модель роста коррозионно-механических трещин 126
4.2 Определение параметров растущей трещины 178
4.3 Кинетика изменения напряженного состояния и ресурса нефтепроводов при длительном статическом нагружении 204
4.4 Оценка малоцикловой долговечности трубопроводов по параметрам их переиспытаний 219
4.5 Обоснование целесообразности испытаний накладных элементов . 226
Выводы по разделу 235
Основные выводы по работе 236
Библиографический список использованной литературы
- Опыт испытаний нефтепроводов
- Оценка предельных испытательных давлений труб
- Реализация полей остаточных напряжений в элементах при переиспытании нефтепроводов
- Математическая модель роста коррозионно-механических трещин
Введение к работе
Надежность нефтепроводов во многом определяет непрерывность функционирования большинства отраслей народного хозяйства. К сожалению, как показывают статистические данные, на трубопроводах нередко имеют место механические отказы. Отказы происходят, в основном, из-за коррозионного износа и старения трубопроводов, несовершенства проектных решений, заводского брака труб, брака строительно-монтажных и ремонтных работ, по вине производственного персонала и по другим причинам. Отказы на трубопроводах, связанные с разрывом стенок труб, происходят относительно редко, но могут наносить огромный ущерб, связанный с загрязнением окружающей среды, возможными взрывами и пожарами, человеческими жертвами, нарушением снабжения нефтью, газом и нефтепродуктами потребителей. Поэтому сохранение работоспособности линейной части нефтепроводов является одной из основных проблем трубопроводного транспорта. В этом плане важное значение имеет своевременное и качественное проведение профилактических мероприятий, направленных на сохранение, восстановление и повышение несущей способности линейной части трубопроводов.
В настоящее время для обеспечения надежной работы трубопровода, имеющего участки с уменьшенной несущей способностью, применяют ряд методов: перекачку продукта производят при давлении ниже проектного, на отдельных участках или по всей длине трубопровода прокладывают лупинги, производят ремонт стенок трубопровода путем заплавки коррозионных язв, приваркой усилительных накладных элементов. Если коррозионный износ превышает предельную величину, то трубы или их участки вырезают и заменяют на новые. Иногда трубопровод полностью демонтируют, производят тщательную отбраковку с целью выявления качественных труб и повторного их использования. Эти методы требуют больших затрат, связанных с остановкой перекачки, опорожнением трубопровода, выходом перекачиваемого продукта на землю и значительной его потерей. Возросшие требования к охране окружающей среды и к методам безопасного ведения ремонтных работ делают эту проблему особенно актуальной.
Известным и широко апробированным методом повышения надежности нефтепроводов является гидравлическое испытание повышенным давлением. При этом, в большинстве случаев, величина испытательного давления составляет 1,1...1,5 от рабочего давления. Участок нефтепровода, выдержавший испытательное давление, считается пригодным к дальнейшей эксплуатации. Однако сроки последующей эксплуатации или переиспытаний назначаются, в основном, экспертным путем без учета фактического состояния металла и реальных условий эксплуатации.
Испытания нефтепроводов следует рассматривать как метод активной диагностики и обеспечения фактического запаса прочности, равного 1,1...1,5 и более. При определенных условиях эти запасы прочности могут обеспечивать безопасность трубопроводов. Однако действующие в настоящее время нормативные документы (НД) не дают ответа на основной вопрос количественного установления безопасного срока службы нефтепроводов, испытанных при конкретно заданных режимах.
Недостаточное совершенство НД по нормированию остаточного ресурса нефтепроводов объясняется тем, что они базируются, в основном, на критериях статической прочности бездефектного металла. Между тем, при эксплуатации в металле труб происходят необратимые повреждения, снижающие ресурс нефтепроводов. Процессы накопления повреждений в металле усиливаются в зонах концентрации напряжений (дефектах).
Следует отметить, что в ряде случаев диагностическая информация, необходимая для количественной оценки остаточного ресурса нефтепроводов, является недостаточной или необъективной. В этом случае целесообразно использовать априорную информацию.
В последнее время в литературе появилось достаточно большое количество научно-технических работ, посвященных оценке остаточного ресурса нефтепроводов. Это, очевидно, объясняется возрастным составом нефтепроводов и повышением требований к экологической безопасности объектов трубопроводного транспорта.
Известные работы в области надежности и оценки остаточного ресурса (профессора В.Л. Березина, академика АН РБ А.Г. Гумерова, член-корреспондента РАН Н.А. Махутова, профессоров Р.С. Зайнуллина, И.Г. Абдуллина, Р.С. Гумерова и др.) не полностью охватывают проблему оценки характеристик надежности и остаточного ресурса нефтепроводов. В частности, в литературе недостаточно сведений о расчетных методах оценки остаточного ресурса нефтепроводов на основании априорной информации о дефектности труб.
Анализ причин и характера разрушения нефтепроводов показал, что при их проектировании предъявляются преимущественно традиционные требования к прочности, ресурсу и надежности. Основными материалами труб остаются низкоуглеродистые и низколегированные стали. При этом в качестве основных расчетных (аттестационных) характеристик механических свойств металла труб принимаются пределы текучести ао,2 и прочности ав, ударная вязкость KCU и KCV, относительное удлинение 8, отношение предела текучести и
ПРОЧНОСТИ Ктв (Ктв = (То,2 / о*в).
Переход на усовершенствованные методы расчетов по критериям мало-цикловой прочности потребовал дополнительного определения локальной предельной пластической деформации ек металла труб, устанавливаемой через относительное сужение \|/, а также показателя упрочнения металлов m в упруго-пластической области, определяемого через равномерную пластическую деформацию vj/B.
Большая часть нефтепроводов проработала более 20 лет. Как известно, в результате термофлуктуационных, усталостных и механохимических процессов в металле происходят необратимые повреждения, способствующие снижению его ресурса и разрушениям.
Повреждаемость металла при эксплуатации усиливается в локализованных участках труб с дефектами металлургического, строительно-монтажного происхождений. Предварительная пластическая деформация, возникающая в процессе производства и транспортировки труб, выполнения строительно-
монтажных и ремонтных работ, ускоряет процессы деформационного старения и охрупчивания металла.
В связи с этим назрела практическая необходимость в разработке методов оценки ресурса нефтепроводов с учетом фактического технического состояния и временных факторов повреждаемости металла, в частности механохимиче-ской коррозии, деформационного старения и др.
В общем случае оценка остаточного ресурса нефтепроводов может включать комплекс трудоемких работ по анализу технической документации, функциональной диагностике, экспертному обследованию, анализу механизмов повреждения и выявлению определяющих параметров технического состояния, уточнению параметров технического состояния, напряженно-деформированного состояния и характеристик металла, выбору критериев повреждаемости и др. Этот комплекс работ соответствует требованиям методических указаний по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подведомственных Госгортехнадзору России.
Анализ технической документации производится с целью установления технических параметров предельных состояний, выявления вероятных отказов и повреждений, а также элементов и участков, в которых дефектность может привести к ресурсному отказу.
Функциональная диагностика включает в себя работы по регистрации параметров и нагруженности, дефектоскопии в процессе эксплуатации (без остановки перекачки) и др. При этом параметрами технического состояния нефтепровода могут быть:
характеристики металла (пределы текучести Сто.2 и прочности ств, трещи-ностойкости 1с, относительные удлинение 5 и сужение \|/, отношение предела текучести к пределу прочности Ктв и др.);
коэффициенты запаса прочности (по пределам текучести пт, прочности па и трещиностойкости піс, устойчивости пу, долговечности при малоцикловых нагрузках Пц, механохимической коррозии nt и др.);
технологические показатели (температура, давление, режим работы, вибрация и др.).
Экспертное обследование предполагает получение информации о фактическом состоянии участка трубопровода, наличии в нем повреждений, выяснение их причин.
Анализ повреждений и выявление определяющих параметров технического состояния участка трубопровода проводятся на базе данных анализа технической документации, оперативной диагностики и экспертного обследования, в результате чего выясняются текущее техническое состояние, уровень и механизмы повреждений, фактическая нагруженность и др., а также дается решение о продолжении дальнейших исследований напряженно-деформированного состояния и характеристик материалов или возможности дальнейшей эксплуатации с указанием назначенного ресурса.
Уточнение параметров напряженно- деформированного состояния, критериев предельных состояний и характеристик металла проводится с целью получения дополнительной информации об уровне номинальной и локальной напряженности с учетом физических свойств металла, необходимой для установления механизмов повреждений и расчетов остаточного ресурса.
В зависимости от параметров технического состояния участка трубопровода перечень характеристик должен быть расширен и включать, кроме стандартных свойств, характеристики малоцикловой долговечности и др.
Определение остаточного ресурса осуществляется на основе совокупности имеющейся информации прогнозированием технического состояния участка трубопровода по определяющим параметрам до достижения предельного состояния.
Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации участка трубопровода проводится на основании данных об оценке технического состояния участка трубопровода и остаточного ресурса.
Анализ надежности нефтепроводов показал, что основными причинами их отказов являются малоцикловая усталость, коррозионный износ, коррозионное растрескивание и деформационное старение металла. Необходимо подчеркнуть, что при анализе механизмов коррозионного износа следует учиты-
вать усиление коррозионных процессов от действия механических напряжений (механохимическая коррозия).
Указанные факторы разрушений предопределяют разработку методов расчета остаточного ресурса по критериям малоцикловой усталости, коррозионного износа, коррозионного растрескивания и старения. Заметим, что деформационное старение в расчетах остаточного ресурса должно учитываться оценкой степени снижения вязкопластических характеристик.
Установлено, что в результате резкой неоднородности распределения уп-ругопластических напряжений и деформаций в процессе нагружения и разгрузки труб при испытаниях в окрестности трещиноподобных дефектов возникают остаточные напряжения. Причем непосредственно в вершине трещиноподобных дефектов реализуются остаточные напряжения сжатия, которые при определенных условиях могут затормаживать их дальнейшее распространение.
На основании основных положений механики трещин и теории пластичности получены аналитические зависимости для расчетной оценки остаточных напряжений и пластических зон в окрестности трещиноподобных дефектов.
Наряду с этим при гидравлических испытаниях происходит снятие сварочных напряжений в кольцевых сварных стыках труб.
Известные в литературе решения по оценке сварочных напряжений после гидравлических испытаний основаны на принятии исходной эпюры их распределения в виде прямоугольников. При этом максимальные сварочные напряжения аСв.тах в пределах активной зоны сварного соединения принимаются равными пределу текучести ат. В работе предложены аналитические зависимости для описания распределения фактических остаточных напряжений с использованием полиэкстремальных функций.
Показано, что при испытаниях напряжения от действующего давления и сварочные напряжения суммируются таким образом, что после снятия испытательной нагрузки сварочные напряжения заметно снижаются. В состоянии общей текучести труб возможно полное снятие остаточных напряжений.
Кроме этого, обобщены литературные данные по изменению характеристик работоспособности металла в окрестности дефектов после проведения испытаний.
Рассмотрены особенности напряженного состояния и оценки максимального разрушающего давления труб с различными дефектами и их комбинациями.
В качестве основных параметров этих дефектов взяты их глубина h0 и длина о. Другие параметры дефектов, такие как радиус кривизны в их вершине р, угол раскрытия а, в расчетах не учитываются. Это оправдывается тем, что определение параметров р и а крайне затруднено, а в некоторых случаях - невозможно. С другой стороны, такой подход дает консервативную оценку долговечности. Кроме того, значительно упрощается решение поставленной задачи, поскольку все эти дефекты приводятся к эквивалентным трещинам. Наряду с этим рассматриваются наиболее неблагоприятно расположенные в продольном направлении труб поверхностные трещиноподобные дефекты.
На начальном этапе была решена задача по оценке несущей способности трубы с продольным трещиноподобным дефектом, нагруженной внутренним давлением. Это было вызвано необходимостью определения критических размеров трещин. В принципе, алгоритм решения данной задачи достаточно прост при использовании подходов механики разрушения. Однако, несмотря на большие достижения в механике упругопластического разрушения (Е.М. Морозов и др.), имеющиеся решения позволяют производить оценку статической трещиностойкости конструкций из достаточно высокопрочных сталей. С другой стороны, результаты известных нам из литературы исследований не позволяют в явной форме выразить параметры критических дефектов от нагрузки.
Опыт испытаний нефтепроводов
Практика сооружения и эксплуатации оборудования, в частности магистральных нефтепроводов (МН), к настоящему времени приобрела достаточный опыт испытаний их повышенным давлением [1, 7,13,18,22, 23 и др.].
В 1976 году впервые в отечественной практике трубопроводного транспорта были проведены испытания нефтепровода диаметром 820 мм, протяженностью 288 км повышенным давлением, вызывающим в стенке трубы напряжения на уровне минимального предела текучести трубной стали при увеличенной до 24 ч продолжительности выдержки под испытательным давлением. Испытания проводили по конкретной для этого нефтепровода методике, разработанной ВНИИСПТнефтью (ИПТЭР).
Нефтепровод сооружен из прямошовных труб диаметрами 820 мм (толщина стенки 10 или 11 мм) и 720 мм (толщина стенки 8,9 и 10 мм) (ТУ 14-3-109-73, сталь марки 17 ГС), спиральношовных труб диаметром 820 мм (толщина стенки 10 мм) (ТУ 14-3-272-73, сталь марки 17Г2СФ) и прямошовных труб диаметром 720 мм (толщина стенки 11 мм) (ТУ 14-3-109-73, сталь марки 14ХГС). Последние уложены на подводном переходе нефтепровода.
Максимальное давление испытания на каждом отдельно испытываемом участке (в самой низкой точке трассы) определялось по значениям минимального предела текучести, устанавливаемого по сертификатам на уложенные трубы, по минимальной толщине стенки с учетом минусового допуска. По раскладке труб на трассе нефтепровода максимальное испытательное давление для различных участков лимитировали для труб диаметром 820 мм с толщиной стенки 10 мм - 8,05 МПа, для труб диаметром 720 мм с толщиной стенки 8 мм -7,1 МПа, в то время как уровни давления испытания этих труб на заводе Рз составляли 7,2 и 6,4 МПа соответственно и перед пуском в эксплуатацию в трассовых условиях 7,1 и 6,6 МПа (то есть 1,1 Р, как предусмотрено СНиП III- ДЮ-72, действовавшими в то же время).
Испытаниям предшествовала разработка детального плана оргтехмеро-приятий, включающего в себя подготовительные работы, изыскание и накопление необходимого оборудования и материалов, вопросы заполнения нефтепровода водой, сброса воды, утилизации эмульсии и т. д.
Начальный участок нефтепровода протяженностью 180 км был освобожден от нефти путем закачки в него воды с головной насосной станции (НС). Всего в нефтепровод на первом этапе было закачано около 90 тыс. м3 воды. Для уменьшения смесеобразования и более полного вытеснения нефти на границе воды с нефтью применяли разделители. Содержание нефти в воде контролировали путем отбора из нефтепровода проб и их анализа.
Для исключения дополнительных врезок в нефтепровод и ускорения работ по его испытаниям опрессовочные агрегаты подключали к существующим вантузам для выпуска воздуха. Так как эти вантузы располагались на повышенных точках профиля трассы, то для создания запаса воды, необходимого для обеспечения работы опрессовочных агрегатов, у вантузов устраивали котлованы с заполнением их водой из нефтепровода.
Испытания данного нефтепровода повышенным давлением позволили выявить и устранить ряд дефектов в трубах, не обнаруженных на стадии испытаний нефтепровода перед пуском в эксплуатацию. Разрушения нефтепровода в местах расположения этих дефектов произошли при напряжениях, равных 71-98 % минимального предела текучести металла труб, то есть в диапазоне между напряжениями, достигнутыми при испытании нефтепровода перед пуском в эксплуатацию и назначенными по методике.
Общая продолжительность работ по испытаниям нефтепровода составила 57,5 суток. Чистое время испытаний каждого отдельного участка нефтепровода (без учета времени, необходимого для восстановления трубопровода при выявлении дефекта) составляло 31 - 46 ч. Закачку нефти в нефтепровод со стороны головной НС (перемещение водяной "пробки") начали после окончания испытаний первых шести участков (от 0 до 172 км), то есть через 35 суток после начала испытаний нефтепровода. Для уменьшения смесеобразования на границе контакта "вода-нефть" пропускали разделители.
В процессе испытаний было выявлено 14 дефектных труб. Результаты этих испытаний: за 9 лет последующей эксплуатации в нефтепроводе не произошло ни одного отказа по причине нарушения герметичности линейной части. Опыт эксплуатации труб, испытанных повышенным давлением, действующих и вновь введенных в эксплуатацию после 1976 г. (ввода в действие СНиП Ш-45-75 и СНиП Ш-42-80) нефтепроводов в нашей стране, однозначно определяя безотказность, показал, что за 5-8 лет на их линейной части не произошло ни одного отказа, связанного с качеством металла труб и конструктивных элементов, а также обусловленного строительно-монтажными дефектами.
Еще в период 1961-1966 гг. в США были проведены испытания 24 тыс. км магистральных трубопроводов повышенным давлением, вызвавшим напряжения в теле труб, близкие к действительному пределу текучести металла. Оценка этого результата за 6-15 лет последующей эксплуатации позволила сделать вывод, что лучше подвергнуть трубопровод высокому давлению при испытании, в результате чего дефектные места либо разрушатся, либо несколько упрочнятся, чем подвергать трубопровод опасности аварии при эксплуатации.
По данным на конец 1971 года, в США эксплуатировалось 59600 км трубопроводов большого диаметра, испытанных повышенным давлением при напряжении 0,9 и более нижнего минимального предела текучести. Эти трубопроводы находились в эксплуатации в среднем 6 лет без единого случая разрыва из-за первоначально существующего дефекта.
Оценка предельных испытательных давлений труб
Трещины разделены на продольные и кольцевые поверхностные (рисунки 2.3, а, б, в и 2.5, а, б) и внутренние (рисунки 2.3, г и 2.5, в).
Поверхностные трещины могут быть расположены на наружной (рисунок 2.3, а) и внутренней (рисунок 2.3, б) поверхностях элементов. Кроме того, трещины могут быть двусторонними (рисунки 2.3, 2.5, б). Внутренние трещины целесообразно приводить к моделям с центральной трещиной (рисунок 2.3, г). В некоторых случаях трещины в конструктивных элементах могут быть наклонными по отношению к продольной оси трубопровода (рисунок 2.7, а) и радиальному направлению (рисунок 2.8, а).
В общем случае разрушающие напряжения конструктивного элемента, работающего под действием статического внутреннего давления, определяются на основании формулы (2.1) с учетом размеров и местоположения трещины: где o ic - окружное разрушающее напряжение; Kh, Кс, Кф и Ку - коэффициенты, учитывающие степень ослабления рабочего сечения элемента (Kh 1,0), поддерживающий эффект коротких трещин (Ке t 1,0), их наклон к продольной оси трубопровода (Кф 0) и к радиальному направлению (Ку 0).
Коэффициент степени ослабления элемента трещиной определяется по формуле Kh = \-h, (2.6) где h = hi5 - суммарная глубина трещины, отнесенная к толщине элемента. Произведение Kh , otrp и ав представляет собой разрушающее окружное напряжение элемента с протяженными поверхностными и внутренними трещинами (рисунок 2.3, а, б, в): alc=aTp(l-h)-aB (2.7) Эта формула справедлива для конструктивных элементов с протяженными трещинами длиной / , превышающей их расчетный диаметр Д (/=//Д 1,0).
Формулу (2.7) можно использовать для расчета разрушающего напряжения от действия продольных сил на конструктивные элементы с замкнутыми (f = 2 л) кольцевыми поверхностными и внутренними трещинами (рисунок 2.5, а, б, в).
Для сталей, не чувствительных к трещинам (Оф = 1,0), несущая способность элементов прямо пропорционально снижается с увеличением значения h . При Отр 1,0 отмечается более резкое снижение j\c С увеличением степени ослабления стенки элемента h . Зависимости относительной прочности аЦо\с = o-lcfae) от параметра h при различных значениях a . отражены на рисунке 2.3.
Очевидно, что коэффициент К/ 1,0 (рисунок 2.4, и он способствует росту несущей способности конструктивного элемента (рисунок 2.6).
Таким образом, несущая способность конструктивных элементов с поверхностными и внутренними короткими (/ 1,0) трещинами будет равна: aic = aip-Kh-K (2.9) Коэффициент Кф в формуле (2.5): , = 1- % (2.10) где ф = 2(р I к; в - константа (в » 2,0). Зависимости Кф от ф при различных значениях в показаны на рисунке 2.7, б. Для консервативной оценки (в запас прочности) можно принимать в = 2,0. Коэффициент Кф является упрочняющим конструктивный элемент фактором. При этом относительная прочность конструктивных элементов с наклонными трещинами определяется по формуле aic=aip-Kh-К-Кф. (2.11)
Для оценки коэффициента Ку введен параметр У — 1у I л. С учетом этого величина Ку будет определяться по формуле Ку=1 + \ тр. J ?, (2.12) где с - константа (с « 7,0). Зависимости Ку от у построены на рисунке 2.8, б. Относительная прочность элемента должна удовлетворять условию: oic a,,,.Kh.К,-Кф-Ку 1 (2.13)
Таким образом, трещина снижает несущую способность конструктивных элементов из-за охрупчивания металла в окрестности ее вершины (снижение параметра Оф в сравнении с единицей и уменьшение их рабочего се РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ БИБЛИОТЕКА чения (уменьшение Кь). В коротких трещинах проявляется поддерживающий (упрочняющий) эффект, способствующий росту несущей способности конструктивных элементов (Kh 1,0). Наклонная ориентация (по отношению к продольной оси нефтепровода и радиальному направлению) трещин способствует повышению несущей способности конструктивных элементов вследствие снижения степени нагруженности и сингулярности. При этом произведение всех коэффициентов, входящих в формулу (2.5), не должно превышать единицы.
По рассчитанным значениям предельных напряжений а\с находятся соответствующие предельные (разрушающие) давления конструктивных элементов.
Для бездефектных конструктивных элементов разрушающее давление Рв определяется по формуле Рв = 2ті-ств, (2.14) где г = 5/Д; 5 и Д - расчетные значения толщины стенки и диаметра конструктивного элемента. Предельное давление конструктивных элементов с трещинами рассчитывается по формуле (2.14) с заменой величины ав на сгіс: Рс = 2г-ст1с. (2.15) Величина о 1С рассчитывается на основании формулы (2.5) с учетом выражений (2.6), (2.8), (2.10) и (2.12). Очевидно, что Рс Рв.
Реализация полей остаточных напряжений в элементах при переиспытании нефтепроводов
Нами произведена оценка кинетики изменения напряжений и деформаций в процессе нагружения и разгрузки элементов трубопроводов с трещино-подобными дефектами с учетом их протяженности.
Особенностью рассматриваемой проблемы, затрудняющей теоретический анализ, является то, что необходимо решение двух задач о напряженно-деформированном состоянии конструктивных элементов: а - в упругой постановке; б - в упругопластической. При этом особую сложность представляет решение задач в упругопластической постановке, когда связь между напряжениями и деформациями нелинейная, и с учетом протяженности дефекта.
Ранее отмечалось, что в элементах трубопроводов часто имеются концентраторы напряжений, в вершине которых радиус кривизны может быть весьма малым (р — 0). В конструктивных элементах в окрестности трещиноподобных дефектов отмечается высокая степень концентрации напряжений, что вызывает возникновение значительных напряжений, деформаций и трещин при переиспытаниях (рисунок 3.1).
При разгрузке все участки конструктивного элемента должны укорачиваться по упругим законам. Однако пластически деформированные участки не могут укорачиваться настолько, насколько требуют законы упругости. Поэтому после полной разгрузки элемента от внешних сил в металле возникают остаточные напряжения. Характер распределения напряжений ау при упругих деформациях показан на рисунке 3.3, а.
Очевидно, что напряжения в реальных материалах не могут расти беспредельно при г -» 0. Они ограничиваются некоторыми предельными, например пределом прочности о"в, истинным сопротивлением разрыву SK или сопротивлением отрыву Ид. Это предельное напряжение обозначим через апр. Высокая степень концентрации напряжений в области трещиноподобных дефектов приводит к возникновению пластической зоны. Поэтому характер распределения напряжений в ослабленном трещиноподобным дефектом сечении существенно изменяется (см. рисунок 3.3, б). При этом короткие трещиноподобные дефекты менее напряжены, чем протяженные.
Оценим напряженно-деформированное состояние окрестности вершины трещиноподобного дефекта за пределами упругости.
Согласно гипотезе Нейбера [89], произведения коэффициентов концентрации напряжений и деформаций при упругих и упругопластических деформациях равны между собой: cca-az=KCT-Kz, (3.12) где Ко и Kz - коэффициенты концентрации упругопластических напряжений и деформаций.
Полагаем, что зависимость между а-, и є,- при пластических деформациях описывается степенной функцией вида
Работоспособность сварных элементов во многом определяется остаточными напряжениями, обусловленными особенностями термодеформационного цикла сварки. Известно, что при сварке остаточные напряжения по величине близки к пределу текучести стт [3, 4]. Поэтому имеет практическое значение изучение процессов формирования и снятия сварочных напряжений в накладных элементах.
Сварочные напряжения в конструктивных элементах реализуются в результате локализованных тепловых процессов (нагрева и охлаждения) и структурных превращений. При этом важнейшим условием является возникновение в отдельных зонах элементов упругопластических деформаций. Градиенты температурных полей при сварке таковы, что в конструктивных элементах, как правило, образуются сварочные остаточные напряжения. Для хорошо свариваемых низкоуглеродистых и низколегированных сталей остаточные напряжения распределяются в соответствии со следующими закономерностями. Максимальные остаточные напряжения растяжения ст реализуются в центре шва.
Причем они примерно равны пределу текучести металла шва а 1 (ст„ » а 1). В
общем случае: ст = у-сг. Область действия остаточных напряжений растяжения ограничивается шириной «активной» зоны, в которой произошли термопластические деформации.
Указанные закономерности распределения сварочных напряжений отмечаются в том случае, если свариваемый элемент находится в свободном (ненапряженном) состоянии.
В ряде случаев, например при устранении сквозных повреждений на действующих трубопроводах, приходится выполнять сварочные работы под давлением [Р], разрешенным соответствующими нормативными документами. Уровень окружных напряжений сг0 определяется величиной [Р]: ст0= [Р] Ro/50, где Ro и 80 - радиус и толщина стенки ремонтируемой трубы.
Особенности термического цикла сварки накладных элементов таковы, что максимальные остаточные напряжения реализуются в направлении формирования сварного стыка (вдоль шва). Это указывает на то, что с позиции работоспособности наиболее опасными являются кольцевые швы.
Математическая модель роста коррозионно-механических трещин
Любой процесс разрушения феноменологически интерпретируется как кинетический процесс со стадийным накоплением повреждения. В качестве меры повреждаемости вводится безразмерный параметр П, равный нулю в начальном состоянии и единице в предельном [48].
В общем случае, в число переменных кинетического уравнения процесса разрушения должны входить компоненты тензора напряжений TOJ деформации ТБ и ее скорости Тє, время t, температура Т и др.:
Обычно процесс разрушения описывается введением некоторой априорной характеристики повреждаемости, устанавливаемой сравнением следствий теории с экспериментальными данными. Таковы, например, уравнения повреждаемости в условиях ползучести, циклической усталости, коррозионного воздействия [48] и др. В частности, в работе [48] в качестве функции меры повреждаемости материала при коррозионном растрескивании предлагается: где а, b и с - эмпирические коэффициенты; а - приложенное напряжение. Такого рода феноменологические модели, несомненно, полезны при обработке экспериментальных данных, однако они не раскрывают физической природы взаимодействия рабочей среды и напряженного материала. В частности, известно, что процесс коррозионно-механического разрушения зависит от степени пластической деформации, характера напряженного состояния, скорости на-гружения и др.
В последнее время интенсивное развитие получили физические представления о разрушении как кинетическом процессе, последовательно развивающемся на микро- и макроскопическом уровнях. Установленные закономерности физических процессов повреждаемости позволяют прогнозировать долговечность конструктивных элементов при различных условиях нагружения преимущественно без учета агрессивного действия рабочих сред. Сложность процессов коррозионно-механического разрушения обусловливается многообразием рабочих сред со специфическими свойствами, а также их избирательностью в плане механизма повреждаемости по отношению к тому или иному материалу.
В дальнейшем будем полагать, что скорость продвижения реакционной границы "материал-рабочая среда" в ненапряженном состоянии твердого тела, интерпретируемая как скорость повреждаемости, описывается некоторой известной функцией, зависящей от параметров, свойств и условий контактирования материала и рабочей среды: где Р - давление среды, По - геометрический параметр ненапряженнного элемента. Отметим, что в установившихся режимах работы величина v0 часто не зависит от времени t (v0 = const). Степень изменения механических характеристик материала от действия рабочей среды устанавливается по результатам испытаний образцов при кратковременном растяжении в коррозионной среде после их выдержки в той же коррозионной среде при заданных температуре и давлении. Принятие этих допущений позволяет рассматривать процесс коррозионно-механического разрушения материала лишь во взаимосвязи коррозионного растворения и напряженно-деформированного состояния.
В работе [48], базируясь на основных положениях механохимии металлов и данных по механической активации коррозионных процессов, математиче екая модель механохимической повреждаемости представлена через компоненты тензора деформаций в следующем виде: где є j =—- - скорость интенсивности пластической деформации Єь єіо - ско-dt рость интенсивности пластической деформации при кратковременном статиче-ском растяжении; а,- - интенсивность напряжении; \/0 = —-, тср - шаровой тен G зор; Кст, Кд и Кн - константы, зависящие от параметров и свойств материала и среды.
На стадии деформационного (параболического) упрочнения материала скорость механохимической повреждаемости материала (МХПМ) практически пропорционально увеличивается с ростом интенсивности предварительной пластической деформации. Коэффициент Кст в уравнении (4.4) представляет собой сіП тангенс угла наклона экспериментальной зависимости — = t(Sj) и характери зует чувствительность предварительно деформированного материала к механохимической повреждаемости. По данным Э.М. Гутмана, Дж. Бокриса и др., коэффициент Кд для углеродистых сталей можно принимать равным единице.
