Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ аварийности, причин отказов нефте- и нефтепродуктопро- водов, методов оценки их долговечности и концентрации напряжений в сварных соединениях и дефектах труб 9
1.1. Анализ аварийности и причин отказов сварных соединений и труб нефте- и нефтепродуктопроводов 9
1.2. Дефекты сварных соединений и труб нефте- и нефтепродуктопроводов и причины их возникновения 12
1.3. Оценка характеристик концентрации напряжений в сварных соединениях и дефектах труб 18
1.4. Анализ методов оценки долговечности и ресурса безопасной эксплуатации нефте- и нефтепродуктопроводов при циклическом нагружении 25
1.5. Постановка задач исследования 33
Глава 2. Исследование металла сварных соединений и основного металла труб длительно эксплуатируемого нефтепровода 35
2.1. Исследование механических свойств металла сварных соединений и ос новного металла труб длительно эксплуатируемого нефтепровода 35
2.1.1. Испытания на растяжение 36
2.1.2. Испытания на ударный изгиб 39
2.2. Испытания на малоцикловую усталость натурных образцов основного металла и сварных соединений труб 40
2.3. Исследование малоцикловой долговечности металла сварных соединений, выполненных газопрессовой сваркой, и основного металла труб длительно эксплуатируемого нефтепровода при циклическом нагружении 45
Выводы по главе 55
Глава 3. Анализ напряженно-деформированного состояния сварных соединений длительно эксплуатируемых нефтепроводов 56
3.1.Оценка концентрации напряжений в сварных соединениях, выполненных з газопрессовой сваркой, методом конечных элементов по упругой модели 56
3.2. Сопоставление теоретических коэффициентов концентрации напряжений сварных стыков, выполненных газопрессовой сваркой, со значениями коэффициентов концентрации, рассчитанными методом конечных элементов 69
3.3. Оценка напряженно-деформированного состояния сварных соединений по нелинейной упругопластической модели 70
Выводы по главе 84
Глава 4. Определение ресурса безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых нефтепроводов и нефтепродуктопроводов 85
4.1. Исследование цикличности нагружения нефтепроводов 85
4.2. Определение ресурса безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых нефте- и нефтепродуктопроводов на основе принципа линейного накопления повреждений, анализа режима нагружения и концентрации напряжений в сварных соединениях и дефектах труб 92
4.2.1. Определение фактического числа циклов нагружения нефте- и нефтепродуктопроводов за один год при различных режимах нагружения 93
4.2.2. Определение числа циклов до разрушения при циклическом нагруже-нии нефте- и нефтепродуктопроводов с дефектом 96
4.3. Пример определения ресурса безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемого нефтепровода с дефектом сварного соединения в виде отклонения формы стыка на основе анализа режима нагружения и принципа ли нейного накопления повреждений 113
Выводы по главе 133
Основные результаты и выводы 134
Список использованных источников 135
Приложения 148
- Дефекты сварных соединений и труб нефте- и нефтепродуктопроводов и причины их возникновения
- Испытания на малоцикловую усталость натурных образцов основного металла и сварных соединений труб
- Сопоставление теоретических коэффициентов концентрации напряжений сварных стыков, выполненных газопрессовой сваркой, со значениями коэффициентов концентрации, рассчитанными методом конечных элементов
- Определение ресурса безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых нефте- и нефтепродуктопроводов на основе принципа линейного накопления повреждений, анализа режима нагружения и концентрации напряжений в сварных соединениях и дефектах труб
Введение к работе
В соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [102] нефтепроводы и нефтепродукто-проводы относятся к категории опасных производственных объектов. Госгор-технадзор России приводит данные о том, что в Российской Федерации эксплуатируются 49,8 тыс. км нефтепроводов и 19,5 тыс. км нефтепродуктопрово-дов, из которых соответственно 66 и 65 % эксплуатируются свыше 20 лет [65].
Анализ аварийности, выполненный Госгортехнадзором России [65], показывает, что основными причинами аварий, случившихся в 1992 - 2000 гг., являются внешние физические воздействия на трубопроводы (34,7 %), нарушения норм и правил производства работ при строительстве и ремонте, отступления от проектных решений (24,7 %), коррозионные повреждения (23,5 %), нарушения технических условий при изготовлении труб, деталей и оборудования (12,4 %), ошибочные действия эксплуатационного и ремонтного персонала (4,7 %). Применительно к длительно эксплуатируемым нефтепроводам на эти причины накладываются особенности, определяемые уровнем техники и технологии строительства тех лет.
В эксплуатации находятся тысячи километров нефтепроводов и нефте-продуктопроводов, построенных в 50 - 80 - е годы с применением газопрессовой и электроконтактной сварки. Необходимость быстрого сооружения нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в сочетании с несовершенством технологии сварочных работ приводила к снижению качества строительно-монтажных работ, что явилось причиной возникновения различных дефектов в сварных соединениях и околошовных зонах. Длительность срока эксплуатации трубопроводов, непрерывно изменяющиеся параметры перекачки и окружающей среды способствовали увеличению количества коррозионных и усталостных повреждений в сварных соединениях и металле труб.
Например, на нефтепроводе Туймазы-Уфа-П (0 377 мм), построенном в 1950 году, внутритрубная диагностика на участке протяженностью 52 км вы 5
явила в сварных соединениях и стенках труб более 5000 дефектов различного характера (потери металла, вмятины, гофры, расслоения, коррозионные повреждения стенки трубы, дефекты сварных соединений и т.п.). Эти повреждения снижают несущую способность линейной части магистрального нефтепровода по сравнению с проектной, что приводит к увеличению вероятности отказов и уменьшению срока безопасной эксплуатации нефтепровода.
В настоящее время при диагностировании длительно эксплуатируемых нефте- и нефтепродуктопроводов выяснилось, что прочность металла сварных соединений ниже, чем прочность основного металла, в том числе и из-за наличия дефектов в сварных соединениях. В то же время степень коррозионного износа и деформационного старения металла труб позволяют дальнейшую эксплуатацию длительно действующих трубопроводов при условии, что будет обоснованно рассчитан ресурс безопасной эксплуатации сварных соединений и стенок труб с дефектами.
Разработка обоснованных методов расчета ресурса безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых нефте- и нефтепродуктопроводов является одной из основных задач по обеспечению промышленной безопасности и находится в числе возможных мер по снижению аварийности на магистральных трубопроводах [54, 65].
Актуальной является задача определения ресурса безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых нефтепроводов и нефтепродуктопроводов со сварными соединениями, выполненными газопрессовой и электроконтактной сваркой. Хотя газопрессовая сварка при сооружении трубопроводов в настоящее время не применяется, но трубопроводы с газопрессовыми сварными соединениями продолжают эксплуатироваться, и их количество достаточно велико, чтобы оценка срока их безопасной эксплуатации являлась достаточно актуальной в настоящее время, а электроконтактная сварка широко применялась в 70-80-е годы и продолжает применяться при строительстве трубопроводов.
В связи с вышеизложенным, целью данной работы является определение ресурса безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на основе анализа-режима нагружения и концентрации напряжений в сварных соединениях и дефектах труб. Для достижения цели решались следующие задачи:
1. Исследовать механические характеристики основного металла, металла швов и околошовных зон электродуговых сварных соединений и металла зоны сварки газопрессовых сварных соединений длительно эксплуатируемого нефтепровода.
2. Выполнить экспериментальные исследования малоцикловой долговечности металла сварных соединений и основного металла длительно эксплуатируемого нефтепровода.
3. Исследовать влияние отклонений формы сварного стыка и неравномерности распределения механических характеристик по зонам сварных соединений, выполненных газопрессовой сваркой, на их напряженно-деформированное состояние с использованием метода конечных элементов.
4. Разработать методику определения ресурса безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на основе анализа режима нагружения и концентрации напряжений в сварных соединениях и дефектах труб.
Поставленные задачи решались путем анализа результатов диагностического обследования длительно эксплуатируемых нефтепроводов со сварными соединениями, выполненными газопрессовой сваркой, и дефектами труб инструментальными и аналитическими методами, с привлечением экспериментальных методов исследований металла сварных соединений и основного металла труб длительно эксплуатируемого нефтепровода. Для анализа напряженно-деформированного состояния сварных соединений, выполненных газопрессовой сваркой, использовался метод конечных элементов с построением сеток конечных элементов для упругих и нелинейных упругопластических моделей сварных стыков.
В основу построения нелинейной модели сварных соединений были положены экспериментально определенные различия твердости, пластических и деформативных характеристик зон сварных соединений, выполненных газопрессовой сваркой. В работе выполнены экспериментальные исследования и анализ долговечности металла сварных соединений, выполненных газопрессовой и электродуговой сваркой, и основного металла длительно действующих нефтепроводов испытаниями натурных и стандартных образцов при разных видах циклического деформирования.
При расчетах ресурса безопасной эксплуатации нефте- и нефтепродукто-проводов большое значение имеет получение достоверных параметров и форм циклического нагружения стенки труб и сварных стыков. В работе рассмотрена методика определения числа циклов изменения давления в нефтепроводе путем разбиения диапазона изменения рабочего давления на оценочные интервалы, называемые классами, с последующим определением срока безопасной эксплуатации на основе принципа линейного накопления повреждений с учетом истинных концентраций напряжения в сварных соединениях и дефектах труб.
Результаты исследований, проведенных в данной работе, использованы УГНТУ для расчета остаточного ресурса участка нефтепровода Туймазы - Уфа - II при составлении заключения экспертизы промышленной безопасности «Экспертная оценка соответствия нефтепровода Туймазы — Уфа - 2 очередь требованиям промышленной безопасности Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
На защиту выносятся следующие основные положения:
1. Результаты сравнительного анализа механических характеристик металла сварных соединений, выполненных газопрессовой и электродуговой сваркой, и основного металла длительно эксплуатируемого нефтепровода, распределения микротвердости по зонам сварных соединений и сравнительного анализа малоцикловой долговечности основного металла и металла сварных соединений, выполненных газопрессовой сваркой.
2. Предложенный в работе экспериментально-расчетный подход к оценке коэффициентов концентрации напряжений сварных соединений, выполненных газопрессовой сваркой, заключающийся в исследовании неравномерности распределения механических характеристик по зонам сварных соединений, построении на этой основе расчетных моделей сварных соединений и расчете методом конечных элементов напряжений и деформаций в сварных соединениях.
3. Методика определения ресурса безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на основе анализа режима нагружения и концентрации напряжений в сварных соединениях и дефектах труб.
Основные положения диссертационной работы доложены и обсуждены на 50-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 1999); Втором научно-техническом семинаре «Обеспечение промышленной безопасности производственных объектов топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан» (Уфа, 1999); 51-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2000); межрегиональной научно-методической конференции «Проблемы нефтегазовой отрасли» (Уфа, 2000); Ш-м Конгрессе нефтегазопромышленников России (секция Н «Проблемы нефти и газа», Уфа, 2001).
Дефекты сварных соединений и труб нефте- и нефтепродуктопроводов и причины их возникновения
Большинство работ, посвященных вопросам прочности, долговечности и безопасной эксплуатации нефте- и нефтепродуктопроводов [12, 19, 25, 27, 30, 40, 46, 56, 122], в той или иной степени затрагивают проблемы причин возникновения дефектов и их влияние на усталостную долговечность труб. Анализ литературных данных показывает, что существует достаточно подробная классификация дефектов сварных соединений и труб нефте- и нефтепродуктопроводов (см. табл. 1.1).
Сварные соединения характеризуются значительной структурной неоднородностью. Вследствие этого процессы деформационного старения и усталости металла в них протекают наиболее интенсивно, и в сварных соединениях происходит ускоренное охрупчивание металла. Поэтому дефекты сварных соединений являются наиболее опасными концентраторами напряжений. Дефекты сварных соединений и причины их возникновения подробно рассмотрены в работах [26, 27, 30, 46, 56, 122]. К дефектам сварных соединений относят разного рода отклонения от установленных норм и технических требований, которые уменьшают прочность и эксплуатационную надежность сварных соединений и могут привести к разрушению всей конструкции [56]: дефекты формы и размеров швов, наплывы, подрезы, прожоги, незаваренные кратеры, протеки, газовые поры, шлаковые включения, непровары, трещины (горячие, холодные, термические, усталостные и т. д.), нитридные, кислородные и др. неметаллические включения, участки перегрева и пережога, коррозия сварных стыков.
К дефектам формы и размеров сварных соединений относят нарушения формы шва (неполномерность, неравномерная ширина и высота, увеличенное сечение, бугристость шва, резкие переходы к основному металлу, пережимы, возникающие вследствие нарушения режима сварки, плохой формовки заготовок или небрежной работы сварщика), проседание шва, утяжины, смещение кромок шва. Нарушения формы и смещения кромок шва снижают прочность сварных соединений. В зоне утяжин создаются благоприятные условия для возникновения трещин.
Наплывы (натеки) чаще всего образуются при сварке горизонтальными швами вертикальных поверхностей в результате натекания жидкого металла шва на кромки холодного основного металла. В местах наплывов часто бывают непровары, трещины и другие дефекты.
Подрезы представляют собой углубления (канавки), образующиеся в основном металле вдоль края шва при большой силе сварочного тока, смещении одного электрода относительно другого, при несоответствии подачи электродной проволоки скорости сварки и т.д. Подрезы ослабляют стенки нефтепроводов, создают значительный уровень концентрации напряжений и могут являться причиной разрушения сварного соединения.
Незаваренные кратеры - это дефекты, образующиеся при резком обрыве дуги в конце сварки. Они уменьшают сечение шва и могут являться очагами образования трещин.
Газовые поры образуются в швах вследствие быстрого затвердевания газонасыщенного расплавленного металла, при котором выделяющиеся газы не успевают выйти в атмосферу. Газовые поры могут быть распределены в шве группами, в виде цепочки вдоль шва или в виде отдельных включений. Иногда образуются сквозные поры, называемые свищами. Газовые поры снижают прочность и плотность швов, являются зонами концентрации напряжений.
Шлаковые включения образуются в результате небрежной очистки кромок деталей и сварочной проволоки от окалины, ржавчины и грязи, а также (при многослойной сварке) при неполном удалении шлака с предыдущих слоев, недостаточной силе сварочного тока, завышенной скорости сварки. Шлаковые включения различны по форме (от сферической до игольчатой) и размерам (от микроскопического до нескольких миллиметров) и могут быть расположены в корне шва между отдельными слоями, а также внутри наплавленного металла. Большие острые шлаковые включения вызывают местную концентрацию напряжений и снижают прочность сварного соединения. Небольшие округлые шлаковые включения обычно не представляют опасности, а микроскопические включения в виде загрязнений нитридами, сульфидами, легкоплавкими и эвтек-тиками снижают пластичность швов [46].
Непровары - это несплавления основного металла с наплавлением, а также несплавления между собой отдельных слоев шва при многослойной сварке из-за наличия тонкой прослойки окислов, а иногда и грубой шлаковой прослойки внутри швов. Непровары ослабляют сечение сварного шва, снижают статическую и усталостную прочность шва, а острые непровары являются концентраторами напряжений, повышают склонность шва к хрупкому разрушению.
Наиболее опасными дефектами сварных соединений являются трещины, которые в зависимости от размеров могут быть микро- и макроскопическими, в зависимости от расположения в шве - продольными, поперечными или радиальными, в зависимости от температуры образования - горячими и холодными [19, 30, 46, 56]. Большую опасность представляют усталостные трещины, образующиеся в процессе эксплуатации при циклическом нагружении нефтепроводов. Трещины в сварных швах могут приводить к разрушению труб нефтепроводов, поэтому сварные соединения с трещинами как с недопустимыми дефектами подлежат ремонту или вырезке.
Испытания на малоцикловую усталость натурных образцов основного металла и сварных соединений труб
С целью определения предельного числа циклов до разрушения и зависимости длины усталостной трещины от числа циклов нагружения были проведены испытания на малоцикловую усталость натурных образцов основного металла и металла сварных соединений, выполненных электродуговой и газопрессовой сваркой (сталь Ст4сп). Испытания проводились на установке для испытаний на малоцикловую усталость по схеме чистого изгиба по симметричному циклу. При такой схеме нагружения разрушение образцов происходит в наиболее ослабленном месте. Испытания проводились на воздухе при комнатной температуре. Частота нагружения образцов составляла 50 циклов в минуту На-ружная и внутренняя поверхности образцов не обрабатывались, их толщина соответствовала толщине металла труб. Размер образцов 480x38 мм. Величина амплитуды упругопластической деформации определялась с помощью рычажного деформометра Гугенбергера и составила 0,28 % . Это значение определено с учетом геометрических размеров концентратора напряжений в виде сварного соединения со смещением кромок и подрезом с использованием интерполяционного соотношения Нейбера.
Значение растягивающего напряжения при испытаниях на чистый изгиб, соответствующее величине амплитуды упругопластической деформации, равной 0,28 %, определяется по диаграмме растяжения для стали Ст4сп (рис. 2.6).
Контроль над моментом образования и ростом усталостной трещины проводился с помощью бинокулярного микроскопа МБС-10 с микрометрической шкалой. В начальный период до зарождения трещины машина останавливалась через каждые 500 циклов, и с помощью микроскопа осматривалась боковая поверхность образца. После образования трещины продолжительность циклирования сокращалась до 100 - 50 циклов. Результаты исследований долговечности образцов основного металла приведены в табл.2.2.
Среднее значение долговечности основного металла составляет 4513 циклов. Результаты исследования долговечности образцов газопрессовых и электродуговых сварных соединений приведены в табл. 2.3.
Среднее значение долговечности металла сварных соединений, выполненных электродуговой сваркой, составляет 2586 циклов, а газопрессовой сваркой - 2853 цикла. Долговечность металла сварных соединений, выполненных газопрессовой сваркой, в среднем в 1,6 раз меньше долговечности основного металла, а долговечность металла сварных соединений, выполненных электродуговой сваркой, - в 1,75 раз.
Разрушение образцов проходило, как правило, по основному металлу или в зоне перехода от шва к основному металлу (для электродуговых швов). Вид образцов после усталостных испытаний приведен на рис. 2.7.
Вид разрушения образцов после усталостных испытаний: а - газопрессовое сварное соединение; б, в - электродуговые сварные соединения На рис. 2.8. приведены графики зависимости длин усталостных трещин на образцах сварных соединений, выполненных ЭДС и ГПС, от числа циклов нагружения.
Как показали результаты исследований, на внутренней поверхности трубы имеются трещины глубиной до 4,5 мм, образовавшиеся в процессе эксплуатации нефтепровода. На рис. 2.9 приведен вид излома одного из образцов, имеющих в нижней части излома трещину по основному металлу (темный участок), образовавшейся при эксплуатации. Наличие этих трещин и является причиной того, что разрушение образцов происходило, как правило, по основному металлу или в зоне перехода от шва к основному металлу, а не по самому шву.
Вид излома образца после усталостных испытаний Для такого рода дефекта возможно определение значения остаточной долговечности в условиях циклически изменяющихся нагрузок с использованием графиков зависимости длины усталостной трещины от числа циклов нагружения (рис. 2.8) и определенной диагностикой средней глубины трещиноподоб-ных дефектов. Анализ аварийных разрушений показывает, что до момента отказа трещина растет в процессе эксплуатации нефтепровода на 2/3 толщины стенки трубы. Например, для толщины стенки, равной 11 мм, эта величина составляет 7,33 мм. Допустим, что установленная диагностикой средняя глубина трещины составляет 4,5 мм. Тогда оставшаяся длина пути развития трещины до критической глубины составляет 2,83 мм. Пользуясь графиком зависимости длины усталостной трещины от числа циклов нагружения, можно определить оставшееся число циклов до разрушения для стенки нефтепровода с газопрессовым сварным стыком: N0CT = 3580 циклов.
Сопоставление теоретических коэффициентов концентрации напряжений сварных стыков, выполненных газопрессовой сваркой, со значениями коэффициентов концентрации, рассчитанными методом конечных элементов
Остановки 1 - 7 являются нормальными режимными остановками и обусловлены особенностями технологического процесса транспорта нефти. Остановки 9-13 относятся к области утяжеленных и отказовых режимов. Характерно, что длительность пребывания магистральных нефтепроводов в состояниях, принадлежащих нормальным режимам, сравнительно невелика (максимум несколько часов), а длительность пребывания нефтепроводов в состояниях, принадлежащих множествам утяжеленных и отказовых режимов, достигает значительной величины (несколько десятков часов). По статистике, основной вклад в цикличность перекачки вносят остановки головной насосной станции, промежуточных насосных станций, отключения агрегатов на промежуточной насосной станции, переход с агрегата на агрегат на насосной станции. За основной метод исследования цикличности нагружения нефтепроводов приняты сбор и анализ статистических данных по их циклической нагру-женности [124]. Наиболее подвержены цикличности нагружения участки нефтепроводов, примыкающие к входу и выходу насосных станций, поэтому анализ цикличности нагружения нефтепроводов внутренним давлением проводится по данным о суточных колебаниях давления на входе и выходе насосной станции. Для исключения влияния сезонных изменений в работе нефтепрово дов анализу подвергается их работа в течение 2-3 лет [124]. Длительность промежутка времени, за который выбираются суточные данные колебаний давления, остановок и пусков нефтепроводов и насосов, должна учитывать несколько факторов: наибольшее значение максимальных давлений в нефтепроводе, максимальная загруженность нефтепровода, по возможности наибольшая нестабильность в работе, т.е. большее число остановок и пусков. В данной работе выполнен анализ режимов нагружения нефтепровода
Туймазы - Уфа - II на участке Языково - Нурлино, введенного в эксплуатацию в 1950 году. Данные по режимам нагружения за все годы эксплуатации найти не удалось по объективным причинам (т.к. данные о режимах нагружения хранятся в архивах центральной диспетчерской станции только 5-10 лет). С помощью анализа технической документации установлено, что данный нефтепровод в течение 52-х лет работах в двух режимах: до 1996 года предельное разрешенное рабочее давление в нефтепроводе составляло 4,0 МПа, а в 1996 году его снизили до 2,5 МПа, и таким оно является и в настоящее время. Исходя из этого, было решено исследовать режимы нагружения нефтепровода Туймазы -Уфа - II за два интервала времени - с 1950 по 1995 год и с 1996 года до настоящего времени. Из каждого интервала времени было выбрано по одному году, в течение которых наблюдалась максимальная загруженность нефтепровода по сравнению с другими годами в интервале, наибольшая нестабильность в работе изучаемого участка нефтепровода, частые и значительные колебаниями давления в нефтепроводе и довольно длительные простои, обусловленные различными причинами: отсутствие свободной емкости на нефтеперерабатывающем заводе, малое количество перекачиваемой нефти, неблагоприятные погодные условия, полная остановка по причине плановых работ и т.д. К вышеперечисленным причинам повышенной цикличности работы нефтепровода добавляется еще одна, характерная для этого участка нефтепровода, - остановка перекачки по основному нефтепроводу вследствие путевых подкачек.
Один-два раза в сутки НПС «Языково» останавливается на 2 - 4 часа (иногда на большее количество времени), и производится подкачка нефти с промысла «Узебаш», расположенной на 105 километре по тому же нефтепроводу, в том же направлении. Эти ежедневные остановки существенно увеличивают цикличность режима работы нефтепровода. Таким образом, по диспетчерским журналам были выбраны данные о суточных колебаниях рабочего давления в нефтепроводе на выходе НПС «Языко-во» за каждый день в течение двух лет -1989 и 1998 годов. Анализ режимов нагружения нефтепровода показал следующее: Вид циклического нагружения гладкой оболочки трубы в кольцевом и продольном направлении - несимметричное нагружение. В кольцевом направлении имеет место мягкий режим нагружения, т.е. деформации в стенке трубы в кольцевом направлении не зависят от защемления трубы грунтом, от очертания оси трубы и других факторов. В продольном направлении с учетом изгиба нефтепровода и защемления его грунтом имеет место сложный режим нагружения, представляющий собой сочетание жесткого и мягкого режимов. Эти данные нашли подтверждение в работе [80]. По данным о суточных колебаниях рабочего давления в нефтепроводе на выходе НПС «Языково» в течение двух лет (1989 и 1998 годы) построены осциллограммы изменения рабочего давления в исследуемом нефтепроводе в 1989 и 1998 годах (рис. 4.1, 4.2). Анализ осциллограмм показывает следующее: 1. Общее число циклов нагружения в 1989 году - 122 цикла, в 1998 году -460 циклов. 2. Средний показатель за месяц эксплуатации: - N89 = 122/8 «15,25 циклов в месяц; - N98 = 460/12 « 38,3 циклов в месяц. В 1998 году смена режимов происходила чаще (более чем в два раза). 3. Сопоставление осциллограмм по амплитудам размахов давлений позво ляет отметить следующее: В 1989 году размахи амплитуд представлены широким спектром амплитуд (от 0,1 до 4,0 МПа), при этом закон распределения амплитуд размахов рабочих давлений близок к равномерному. В 1998 году размахи амплитуд представлены в основном (более 60%) размахами от 1,7 до 2 МПа, при этом около 90%) размахов рабочих давлений приходится на размахи более 1,7 МПа. В 1998 году смена режим нагружения становится близким к детерминированному. Происходит смещение амплитуд в область более высоких значений (в 1989 году амплитуды с размахом от 1,7 до 2,5 МПа реализуются в 40% случаев, в 1998 - более чем в 70%).
Определение ресурса безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых нефте- и нефтепродуктопроводов на основе принципа линейного накопления повреждений, анализа режима нагружения и концентрации напряжений в сварных соединениях и дефектах труб
С использованием истинной диаграммы деформирования металла оп ределены максимальные и минимальные истинные упругопластические дефор мации в дефекте єтахі и єтіпі при несимметричном нагружении для каждого класса і = {1; 10} для 1989 и 1998 годов. Поскольку процесс нагружения был приведен к отнулевому виду, минимальные истинные деформации єтіПІ в вер шине дефекта для каждого класса равны нулю. Предварительно оценивался уровень максимальных напряжений amaxi в стенке нефтепровода, определенных с учетом действующей системы нагрузок по формуле (4.20): для каждого класса проверялось условие (4.27), при соблюдении которого деформации в стенке нефтепровода будут упругими. Проверка данного условия показала, что для каждого класса условие (4.27) было выполнено. Затем для каждого класса і - {1; 10}для двух лет была построена гипербола о є = const до пересечения с истинной диаграммой деформирования металла при растяжении. Гипербола строилась по зависимости, полученной из выражения (4.29): По точке пересечения гиперболы а є = const с истинной диаграммой деформирования металла при растяжении (т. С) определена максимальная истинная упругопластическая деформация єтахі в вершине трещины при несимметричном нагружении. Результаты расчета єтахі для 1989 года приведены в табл. 4.6, для 1998 года- в табл. 4.7. 8.
Определена амплитуда истинной деформации в вершине трещины при несимметричном нагружении по формуле (4.10) для каждого класса. Результаты расчета для 1989 года представлены в табл. 4.6, для 1998 года - в табл. 4.7. 9. Определена средняя истинная деформация несимметричного цикла по формуле (4.11) для каждого класса. Результаты расчета для 1989 года представлены в табл. 4.6, для 1998 года - в табл. 4.7. 10. Далее амплитуда истинной деформации в вершине трещины при несимметричном нагружении приведена к эквивалентному симметричному виду по формуле (4.9). Результаты расчета для 1989 года представлены в табл. 4.6, для 1998 года - в табл. 4.7. 11. Определено число циклов на этапе зарождения трещины в дефекте для мягкого режима нагружения по формуле (4.13). Результаты расчета для 1989 года представлены в табл. 4.6, для 1998 года- в табл. 4.7. Рассчитаны числа циклов нагружения на этапе развития трещины для ка ждого класса і = {1; 10}. Последовательность расчета такова: 1. Определен коэффициент деформационного упрочнения: 2. Рассчитан параметр, учитывающий равномерное сужение: 3. Рассчитано критическое значение деформации в вершине трещины: 4. Найден параметр, учитывающий относительное сужение при разрыве: 5. Относительное значение критической глубины трещины определено по результатам испытаний на циклическую трещиностойкость по ГОСТ 25.506-85 образцов типа 3 из металла исследуемого нефтепровода (сталь Ст4сп), выполненных в рамках экспертизы промышленной безопасности этого нефтепровода. Результаты испытаний приведены в [123] (табл. 4.8). малоцикловых деформаций металла в зоне дефекта, определена по результатам испытаний на циклический чистый изгиб натурных образцов из металла исследуемого нефтепровода, выполненных нами в рамках экспертизы промышленной безопасности данного нефтепровода и приведенных в [123]. За начальную глубину было принято первое зафиксированное инструментальным микроскопом значение глубины трещины, усредненное по трем образцам
