библиотека нефтяника / Безопасность нефтепроводов / 3

радиусом в вершине) или трещиноподобный (с острой вершиной);

направление дефекта (продольный, кольцевой, плоский); глубина дефекта d;

коэффициент концентрации напряжений ασ (для классических дефектов).

Все параметры, кроме ασ, определяются непосредственно измерениями на трубе. Параметр ασ вычисляется по справочным формулам, исходя из конкретных геометрических параметров дефекта.

3.3.3. ХАРАКТЕРИСТИКИ НАГРУЖЕННОСТИ ТРУБОПРОВОДА

Нагрузки на трубопровод складываются из внутреннего давления и внешних сил. Причем нагрузки всех видов вызывают механические напряжения в стенке трубы, состоящие главным образом из нормальных напряжений, ориентированных вдоль оси трубы и по окружности. Остальными компонентами тензора напряжений в расчетах можно пренебречь ввиду их небольшого влияния на прочность трубопровода.

Внутреннее давление p создает в линейной части трубо-

Внешние нагрузки имеют различную природу (изгибные, термические напряжения, давление грунта и транспортных средств, давление опор, ветра, воды на балочных и водных переходах и др.). Соотношение между напряжениями, создаваемыми давлением перекачиваемого продукта и внешними силами, может быть различным. Поэтому нагрузки на трубопровод необходимо контролировать в процессе эксплуатации, а напряжения от всех нагрузок следует рассматривать в совокупности.

Давление перекачиваемого продукта описывается с помощью спектра нагруженности (см. раздел 2.7.1). Например, в табл. 3.1 приведены характеристики спектра нагруженности одного из участков магистрального нефтепровода УБКУА за 5 лет эксплуатации.

132

Таблица 3.1

Характеристики нагруженности участки трубопровода внутренним давлением на выходе от НПС (пример)

В данном наборе исходных данных отсутствуют величины, характеризующие внешние нагрузки, которые будут различны для разных точек участка трубопровода. Способ задания этих нагрузок зависит от их характера и природы, а силы и напряжения определяются в каждом отдельном случае по специальным методам. Одним из способов задания внешних нагрузок является способ, аналогичный представленому (см. табл. 3.1, если вместо давления записать максимальное напряжение от внешних нагрузок σвнеш. Если внешняя нагрузка изменяется во времени, то можно ввести числа n с соответствующими индексами. Например, число n40 = 156 означает, что за год напряжение от внешней нагрузки испытывает 156 перепадов до уровня 0,4σвнеш.

3.3.4. ПАРАМЕТРЫ СТАРЕНИЯ МЕТАЛЛА ТРУБ

Ранее (см. раздел 2.4.2) было показано, что в процессе длительной эксплуатации нефтепроводов происходит старение металла труб, которое обусловлено структурными превращениями и накоплением необратимых микропластических де-

формаций [28, 77, 93].

В общем виде математически описать явления старения можно с помощью некоторых функций изменения основных механических характеристик, необходимых для выполнения расчетов прочности и долговечности дефектных участков

где t − время эксплуатации, годы; f02, ..., fα − эмпирические функции.

133

Эти функции можно определить из анализа результатов систематических исследований механических свойств металла за период эксплуатации трубопровода. Некоторые данные, полученные многолетним изучением явления старения металла трубопровода, приведены в разделе 2.4.2.

Функции изменения механических свойств металла труб в результате старения удобнее выбирать в виде полиномов второго порядка (повышение порядка аппроксимирующих полиномов нецелесообразно):

Тогда параметрами старения следует считать коэффициенты этих полиномов. Величины с верхним индексом «0» (на-

пример, σ0â ) соответствуют механическим свойствам «исход-

ного» металла трубы (в начале эксплуатации).

Для получения параметров старения можно, например, на участке трубопровода выбрать одну контрольную трубу и пе-

Рис. 3.7. Зависимость механических характеристик стали марки 17ГС от времени эксплуатации магистрального нефтепровода (усредненные данные)

134

Таблица 3.2

Параметры аппроксимирующих полиномов для стали марки 17ГС

риодически следить за механическими свойствами этой трубы. С этой целью, в частности, можно 1 раз в 5 лет из этой трубы вырезать катушку длиной 2 м и подробно измерять все механические свойства по одной и той же методике. Тогда накопятся все необходимые данные об изменении механических свойств металла труб данного трубопровода.

На рис. 3.7 в качестве примера приведены зависимости параметров KCV, Ψк, σт от времени t эксплуатации магистральных нефтепроводов из стали марки 17ГС. Соответствующие параметры аппроксимирующих полиномов приведены в табл. 3.2.

Предлагаемая методика позволяет по известным функциям (3.36) учитывать изменение механических характеристик металла трубы при оценке статической прочности и остаточного ресурса дефектных участков магистральных нефтепроводов.

Существуют подходы [51, 74, 75], связывающие коэффициенты в выражениях (3.36) и (3.37) с углеродным эквивалентом металла (т.е. с химическим составом).

3.4. КРИТЕРИИ БЕЗОПАСНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Безопасность магистральных нефтепроводов, как и любых других технических устройств и конструкций, определяется прочностью, долговечностью, надежностью. Если исключить разрушения и другие виды отказов трубопроводов и их элементов, то этим и будет достигнута их безопасность. Поэтому важнейшей группой критериев безопасности являются также критерии прочности, долговечности, надежности в тех условиях, в которых эксплуатируются магистральные нефтепроводы.

Существуют также другие критерии безопасности, которые можно характеризовать как проектные (например, расстояние до населенных пунктов, наличие и исправность за-

135

порной арматуры и др.). Эти критерии в данной работе не будут рассматриваться.

Как известно, любой расчет прочности, остаточного ресурса или других эксплуатационных свойств трубопровода проводится по следующему алгоритму:

1)определяют механизм разрушения;

2)определяют напряженно-деформированное состояние в слабом элементе (в данном случае − на дефектах труб);

3)в зависимости от механизма разрушения выбирают

критерий разрушения (или критерий прочности); 4) сопоставляя соответствующие параметры напряженно-

деформированного состояния и предельные значения для данного элемента конструкции определяют предельные эксплуатационные характеристики: прочность, долговечность и др.

Критериями разрушения называют условия (математические уравнения), соответствующие предельному состоянию конструкции. Поскольку разрушения могут происходить по разным механизмам (физическим, механическим), то и критерии разрушения бывают различными. Поэтому рассмотрим основные механизмы разрушения и соответствующие критерии прочности.

3.4.1. КРИТЕРИИ СТАТИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ ТРУБ С ДЕФЕКТАМИ

Критерии прочности и методы расчета элементов конструкций, в том числе элементов труб и нефтепроводов, изложены в многочисленных справочниках, монографиях и нор-

мативных документах [1, 2, 5, 13, 38, 42, 56, 59, 61, 65, 66, 68,

85, 86, 87, 88, 91].

Здесь собраны критерии (условия разрушения), которые приемлемы для труб магистральных нефтепроводов. Считается, что статическое разрушение трубы с дефектом происходит при достижении хотя бы одного из следующих условий разрушения.

1. Среднее условное напряжение в нетто-сечении достигнет предела прочности металла:

где σнетто определяется по формуле (3.32).

2. Зарождение трещины в вершине дефекта (но не полное разрушение трубы) происходит при достижении критической деформации в вершине дефекта:

136

3. Разрушение трубы с трещиной происходит при выполнении условия разрушения по параметру статической трещиностойкости ασ:

4. Разрушение трубы с трещиной происходит при выполнении определенного условия по коэффициенту интенсивно-

Здесь значения параметров σт, m определяют по рис. 3.2, формулам (3.6)−(3.8), а значения параметра I − по рис. 3.5 или формулам (3.33).

Для вычисления статической прочности трубы с конкретным дефектом следует определить наименьшее давление в трубе, при котором удовлетворяется хотя бы одно из условий разрушения, перечисленных в настоящем разделе.

3.4.2. КРИТЕРИИ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ ТРУБ С ДЕФЕКТАМИ (ЭТАП ЗАРОЖДЕНИЯ ТРЕЩИНЫ)

Циклическая прочность и долговечность элементов конструкций с дефектами и без них рассчитываются по методикам, изложенным в работах [14, 46, 61, 63, 87, 91] и др. Общее количество циклов до разрушения N состоит из двух слагаемых: Nз − количество циклов до зарождения трещины в вершине дефекта; Nр − количество циклов на этапе развития (роста) трещины:

Количество циклов до зарождения трещины определяется уравнениями Коффина − Менсона. Эти уравнения устанавливают взаимосвязь между амплитудой изменения истинных деформаций в вершине дефекта, механическими характеристиками металла и количеством циклов Nз.

Существуют два режима нагружения: жесткий при постоянном размахе деформаций; мягкий при постоянном размахе напряжений.

Зона дефекта в трубопроводе обычно испытывает некоторый промежуточный режим нагружения, находящийся между этими крайними случаями. Поэтому целесообразно выбирать меньшее (или среднее) количество циклов Nз из двух крайних ситуаций.

Режимы циклического нагружения различаются также симметричностью (коэффициентом асимметрии). Коэффициентами асимметрии по напряжениям Rσ и деформациям Re называются отношения соответствующих величин (деформаций и напряжений) в вершине дефекта в моменты максимальной и минимальной нагрузки в цикле:

Если коэффициент асимметрии равен минус единице

138

(R = −1), то нагружение является симметричным. При этом растяжение чередуется со сжатием одинаковыми силами. Для труб с дефектами характерны циклические нагружения с положительным коэффициентом асимметрии, когда σmin ≥ 0; emin ≥ 0. При этом металл всегда находится в состоянии растяжения. Но могут встречаться случаи с отрицательными значениями Rσ, Re (переходы под дорогами, подводные переходы и др.).

Для жесткого симметричного режима нагружения количество циклов до зарождения трещины Nз определяется из уравнения:

где еа − амплитуда истинных деформаций в вершине дефекта; Ψк − величина из формулы (3.3); χ1 − показатель жесткого циклического нагружения; σ$1 − предел усталости металла при симметричном нагружении; E − модуль упругости.

Параметр χ1 определяется по методике [68] или из графика (рис. 3.8) или по приближенным формулам

Предел усталости для сталей, применяемых на нефтепроводах, можно определить приближенно:

Рис. 3.8. К определению параметра λ1

139

Рис. 3.9. К определению параметра χ2

Для мягкого симметричного режима нагружения количество циклов Nз определяется из уравнения [68]:

где Ψв − величина из формулы (3.4); χ2 − показатель мягкого циклического нагружения, который определяется из графика (рис. 3.9) или по приближенной формуле

Количество циклов Nз при несимметричном нагружении можно найти, исходя из следующих соображений.

Циклы нагрузки характеризуются параметрами: еа − амплитуда деформации в вершине дефекта; еср − средняя деформация в той же точке.

С увеличением каждого из этих параметров значение Nз уменьшается. Если хотим сохранить постоянным значение Nз при увеличении параметра еср, то надо эквивалентно снизить амплитуду деформаций еа.

Можно построить зависимости типа еа = f(ecp) при условии, что Nз = сonst. Эти зависимости имеют монотонно убывающий характер. Приближенно эти зависимости можно принять линейными (хотя они несколько выпуклы). Погрешность такого приближения идет в запас по долговечности. На рис. 3.10 приведены такие изолинии, соответствующие усло-

виям Nз = 0, Nз = const, Nз = 106, (0 < const < 106).

Таким образом, по заданному несимметричному циклическому нагружению можно приближенно найти эквивалент-

140

Рис. 3.10. К определению эквивалентных характеристик симметричного нагружения; e−1 = σ−1/E

ное симметричное нагружение, соответствующее одинаково-

Координаты точки С соответствуют искомым параметрам эквивалентного симметричного нагружения (0, ea ).

Исходя из предыдущих соображений, для определения Nз при несимметричном нагружении необходимо выполнить следующие операции:

найти параметры эквивалентного нагружения:

по значению ea найти количества циклов Nз из формул

(3.52) и (3.55), соответствующие жесткому и мягкому нагружению;

в качестве искомого количества циклов для трубы на этапе зарождения трещины выбрать меньшее (или среднее) из полученных значений Nз.

Значения еср и еа для использования формул (3.57) определяются следующим образом:

141