ДСТУ-Н Б В.2.3-21:2008. НАСТАНОВА ВИЗНАЧЕННЯ ЗАЛИШКОВОЇ МІЦНОСТІ МАГІСТРАЛЬНИХ ТРУБОПРОВОДІВ З ДЕФЕКТАМИ

Оцените
(3 голосов)

 

 

НАЦІОНАЛЬНИЙ СТАНДАРТ УКРАЇНИ

 

 

 

Магістральні трубопроводи

 

 

 

НАСТАНОВА

 

ВИЗНАЧЕННЯ ЗАЛИШКОВОЇ МІЦНОСТІ

МАГІСТРАЛЬНИХ ТРУБОПРОВОДІВ

З ДЕФЕКТАМИ

 

 

 

 

ДСТУ-Н Б В.2.3-21:2008

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Київ

Мінрегіонбуд України

2008


ПЕРЕДМОВА

 

1РОЗРОБЛЕНО: Інститут проблем міцності ім. Г.С.Писаренка НАН України,

  Інститут електрозварювання ім. Є.О.Патона НАН України,

ТОВ "ІПП-Центр" ТОВ "Науково-виробниче об'єднання "Вектор"

РОЗРОБНИКИ: М. Бородій, д-р техн наук; І. Ориняк, д-р техн. наук (керівник розробки); В. Тороп, д-р техн. наук

 

Наукові консультанти: А. Красовський, член.-кор. НАН України; В. Махненко, акад. НАН України

2ПРИЙНЯТО ТА НАДАНО ЧИННОСТІ: наказ Міністерства регіонального розвитку табудівництва України від 20 серпня 2008 р. № 376, чинний з 2009-01-01

3НА ЗАМІНУ: ВБН В.2.3-00018201.04-2000


ЗМІСТ

 

1.Сфера застосування. 1

2.Нормативні посилання. 1

З Терміни та визначення понять. 2

4 Познаки та скорочення. 6

5 Загальні положення. 8

6 Характеристики матеріалу труб. 10

7 Класифікація дефектів трубопроводів та їх схематизація. 11

8 Навантаження трубопроводу та розрахункові силові характеристики. 12

9 Коефіцієнти надійності та запасу міцності15

10 Розрахунок на статичну міцність. 15

11 Розрахунок довговічності21

12 Висновки та рекомендації22

13 Оформлення результатів розрахунків. 24

14 Вимоги безпеки та кваліфікації персоналу. 25

Додаток А

Механічні характеристики матеріалу труб.   26

Додаток Б

Визначення характеристики тріщиностійкості К через значення ударної в'язкості28

Додаток В

Дефекти трубопроводів та їх схематизація. 30

Додаток Г

Розрахунок довідкових напружень для основних дефектів трубопроводів. 42

Додаток Д

Розрахунок КІН для основних дефектів трубопроводів. 45

Додаток Е

Розрахунок КІН для тріщиноподібних дефектів зварних з'єднань. 49

Додаток Ж

Визначення швидкостей росту дефектів. 52

Додаток И

Розрахунок параметра зменшення міцності для дефектів форми. 54

Додаток К

Приклади розрахунку на статичну міцність. 56

Додаток Л

Бібліографія. 60

 



 

НАЦІОНАЛЬНИЙ СТАНДАРТ УКРАЇНИ

 

Настанова

 Визначення залишкової міцності магістральних трубопроводів з дефектами

 

Установка

 Определение остаточной прочности магистральных трубопроводов с дефектами

 

Transmission pipelines with defects residual strength determination

 

Чинний від 2009-01-01

 

 

1.СФЕРА ЗАСТОСУВАННЯ

1.1 Цей стандарт поширюється на магістральні трубопроводи, до яких входять:

трубопровід від місця виходу з промислу, переходи через штучні та природні перешкоди та відводи від них умовним діаметром до 1400 мм з надлишковим тиском середовища до 10 МПа для транспортування нафти, нафтопродуктів, зріджених вуглеводних газів, нафтогазової продукції у межах компресорних станцій, нафтоперекачувальних станцій, станцій підземного зберігання газу, дожимних компресорних станцій, газорозподільних станцій, вузлів виміру витрат газу, трубопроводів імпульсного паливного та пускового газу, вузлів запуску та приймання очисних пристроїв.

1.2 У цьому стандарті встановлені правила розрахунку на міцність та довговічність ділянокмагістральних трубопроводів підземного та надземного прокладання, трійників та згинів труб, що містять дефекти, виявлені під час діагностичних обстежень. Стандарт встановлює: критерії граничних станів, систему коефіцієнтів запасу міцності, класифікацію та схематизацію дефектів трубопроводів, розрахункові характеристики навантаженості трубопроводу і визначає методику багаторівневої кількісної оцінки дефектів, їх ранжування за ступенем небезпеки, правила надання висновків і рекомендацій.

1.3 Стандарт застосовують для визначення залишкової міцності та довговічності ділянок магістральних трубопроводів підземного та надземного прокладання, трійників та згинів труб, що були в експлуатації, або підлягали ремонту після технічного огляду, випробувань, експертного обстеження (технічного діагностування).

1.4 Стандарт регламентує значення допустимого коефіцієнта запасу міцності kта метод визначення коефіцієнта запасу міцності n. Виконання умови статичної міцності базується на порівнянні цих коефіцієнтів.

1.5 Стандарт не поширюється на трубопроводи, що прокладені в морських та річкових акваторіях, та іншу трубопровідну арматуру, а також на трубопроводи для транспортування корозійно-небезпечних речовин при прогнозуванні довговічності.

1.6 Даний стандарт не розглядає процедури оцінки залишкової міцності для складних дефектів (дефекти суцільності матеріалу, що розташовані в зоні дефекту форми).

2.НОРМАТИВНІ ПОСИЛАННЯ

У цьому стандарті є посилання на такі нормативні документи:

Закон України "Про наукову і науково-технічну експертизу" № 52/95-ВР від 10.02.95 (Із змінами, внесеними згідно із Законом № 1069-XIV(1069-14) від 21.09.99

НПАОП 0.00-6.14-97 Порядок сертифікації персоналу з неруйнівного контролю

НПАОП 60.3-1.35-03 Правила безпеки під час будівництва та реконструкції магістральних трубопроводів

НПАОП 60.3-1.03-04 Правила безпечної експлуатації магістральних газопроводів

ДСТУ 2442-94 Розрахунки та випробування на міцність. Механіка руйнування. Терміни та визначення

ДСТУ 2444-94 Розрахунки та випробування на міцність. Опір втомі. Терміни та визначення

ДСТУ 2733-94 Корозія та тимчасовий протикорозійний захист металевих виробів. Терміни та визначення

ДСТУ 2825-94 Розрахунки та випробування на міцність. Терміни та визначення основних понять

ДСТУ 3008-95 Документація. Звіти у сфері науки і техніки. Структура і правила оформлення

ДСТУ 3830-98 Корозія металів і сплавів. Терміни та визначення понять

ДСТУ 4046-2001 Обладнання технологічне нафтопереробних, нафтохімічних та хімічних виробництв. Технічне діагностування. Загальні технічні вимоги

ДСТУ 4611:2006 Магістральні трубопроводи. Терміни та визначення основних понять

ДСТУ ISO/IEC17025-2001 Загальні вимоги до компетентності випробувальних та калібрувальних лабораторій

ГОСТ 8.062-85 Государственая система обеспечения единства измерений. Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерения твёрдости по шкалам Бринелля (Державна система забезпечення єдності вимірів. Державний спеціальний еталон і державна повірочна схема для засобів вимірювання твердості за шкалами Брінеля)

ГОСТ 25.506-85 Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении (Методи механічних випробувань металів. Визначення характеристик тріщиностійкості (в'язкості руйнування) за статичного навантажування)

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения (Надійність у техніці. Основні поняття. Терміни та визначення)

ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытания на растяжение (Метали. Методи випробування на розтяг)

ГОСТ 5272-68 Коррозия металлов. Термины (Корозія металів. Терміни)

ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенных температурах (Метали. Метод випробування на ударний згин за знижених, кімнатній та підвищених температур)

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения (Управління якістю продукції. Основні поняття. Терміни та визначення)

ГОСТ 18661-73 Сталь. Измерение твердости методом ударного отпечатка. (Сталь. Вимірювання твердості методом ударного відбитку)

ГОСТ 22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия (Метали і сплави. Метод виміру твердості за Бринелем переносними твердомірами статичної дії)

СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы (Магістральні трубопроводи)

СНиП III-42-80 Магистральные трубопроводы (Магістральні трубопроводи)

3ТЕРМІНИ ТА ВИЗНАЧЕННЯ ПОНЯТЬ

Нижче подано терміни, вжиті в цьому стандарті, та визначення позначених ними понять.

У цьому стандарті використано терміни, встановлені:

ДСТУ 2442: діаграма втомного руйнування кінетична, коефіцієнт асиметрії циклу, коефіцієнт інтенсивності напружень, критерій механіки руйнування, навантаження граничне в'язкого руйнування, ріст тріщини сталий, тріщиностійкість, тріщиностійкість циклічна, швидкість росту втомної тріщини;

ДСТУ 2444: амплітуда напруження циклу, границя витривалості, граничний стан, крива втоми, навантажування жорстке, навантажування м'яке, пошкодження втомне, розмах коефіцієнта інтенсивності напружень у циклі, тріщина втомна;

ДСТУ 2825: в'язкість ударна, границя текучості, границя міцності, коефіцієнт запасу міцності, залишкове напруження, навантажування статичне, напруження допустиме, руйнування в'язке, руйнування крихке, стан деформований, схема розрахункова;

ДСТУ 3830: корозійне середовище, суцільна корозія, місцева корозія, пітінгова корозія, розтріскування корозійне, швидкість корозії;

ДСТУ 4046-2001: технічне діагностування;

ГОСТ 15467: дефект, критичний дефект.

3.1 вторинні напруження

Напруження, що діють у закріпленнях з'єднувальних деталей, розвиваються в зонах обмеження переміщень або викликані дією крайових умов. Рівнодіючі сила і сума моментів таких напружень по перерізу тіла тотожно дорівнюють нулю

3.2 в'язке руйнування

Граничний стан, що настає під час в'язкого руйнування конструкції з дефектом

3.3 граничне навантаження

Система прикладених зовнішніх зусиль та моментів, за умови досягнення якого об'єкт набуває граничного (передруйнівного) стану

3.4 дефект груповий

Три і більше дефектів, залишкова міцність труби з якими менша за міцність труби з кожним окремо

3.5 зведений дефект

Дефект, отриманий шляхом об'єднання декількох дефектів на основі моделей взаємодії дефектів

3.6 дефект значний

Дефект, що істотно впливає на використання продукції за призначенням і (або) на її довговічність, але не є критичним (ГОСТ 15467-79)

3.7 дефект критичний

Дефект, за наявності якого використання продукції за призначенням є практично неможливим або неприпустимим (ГОСТ 15467-79)

3.8 дефект незначний

Дефект, що істотно не впливає на використання продукції за призначенням та довговічність (ГОСТ 15467-79).

3.9 дефект парний

Два сусідніх дефекти, залишкова міцність труби з якими менша за міцність труби з кожним окремо

3.10 дефект помірний

Дефект, що впливає на використання продукції за призначенням і (або) на її довговічність, але не є значним та критичним (ГОСТ 15467-79)

3.11 дефект корозійний

Дефект, що виник внаслідок корозії (ГОСТ 5272-68)

3.11.1 місцева корозія

Експлуатаційний дефект, що охоплює окремі ділянки поверхні металу (ДСТУ 3830-98)

3.11.2 місцева корозія з піттінговими виразками

Складний корозійний дефект

3.11.3 пітінгова корозія

Корозія, що супроводжується утворюванням виразок у металі, тобто порожнин, які починаються з поверхні (ДСТУ 3830-98)

3.11.4 суцільна корозія

Експлуатаційний дефект, що розповсюджується по всій поверхні металу. Розділяється на рівномірну та нерівномірну корозію. Рівномірна - це корозія, що поширюється з однаковою швидкістю по всій поверхні металу. Нерівномірна - це суцільна корозія, що поширюється з неоднаковою швидкістю на різних ділянках поверхні металу (ДСТУ 3830-98)

3.12 дефект суцільності матеріалу

Дефект, що характеризується місцевими змінами щільності матеріалу або її втратою

3.12.1 включення

Технологічний дефект, що характеризується накопиченням неметалічних включень, які утворюються під час кристалізації сталей внаслідок ліквідації домішок

3.12.2 закат

Технологічний дефект, що виникає при прокатці заготовок із надрізами, напливами та іншими виступами, заповнений окалиною

3.12.3 міжкристалітна корозія

Корозія, що розповсюджується по границях зерен металу

3.12.4 непровар

Дефект зварювання, викликаний несплавленням основного металу з наплавленням, а також несплавленням між собою окремих шарів шва під час багатопрохідного зварювання

3.12.5 підріз

Дефект, що має вигляд поглиблення і виникає у основному металі вздовж краю зварювального шва за рахунок великої сили електричної дуги

3.12.6 пузир

Технологічний дефект, що представляє собою порожнини, які утворюються в литому металі в результаті виділення газів під час кристалізації внутрішніх або поверхневих шарів

3.12.7 пора

Дефект зварювання, що утворюється внаслідок швидкого затвердіння насиченого газами розплавленого металу, під час якого гази не встигають вийти в атмосферу

3.12.8 раковина

Технологічний дефект, порожнина, що виникає внаслідок усадки металу (зменшення об'єму рідкого металу) під час його охолодження та затвердіння

3.12.9 риска, подряпина

Технологічний або експлуатаційний дефект у вигляді поздовжньої канавки, що утворюється від дряпання поверхні металу наварами та іншими виступами на прокатному інструменті або під час експлуатації від ударів гострих предметів

3.12.10 розшарування

Технологічний дефект, що виникає після розкатки або ковки з міжкристалітних тріщин, газових бульбашок, неметалічних включень


3.12.11 свищ

Дефект, що супроводжується втратою герметичності конструкції і виникає при корозійному пошкодженні матеріалу або при проростанні тріщини наскрізь

3.12.12 тріщина

Дефект суцільності матеріалу, що характеризується довжиною і глибиною, а ширина не враховується. Розрізняють поверхневі, підповерхневі та наскрізні, осьові та кільцеві тріщини

3.12.13 шлакове включення

Дефект зварювання, що є результатом неохайного зачищення деталей від окалини, іржі та бруду, а також під час багатопрохідного зварювання від неповного видалення шлаків із попередніх шарів

3.13 дефект форми

Дефект, зумовлений викривленням початкової геометрії конструкції або недотриманням технології монтажу

3.13.1 згин

Пошкодження (експлуатаційний дефект), що виникає врезультаті взаємодії трубопроводу з грунтом внаслідок зміни рель'єфу місцевості, або поздовжньої втрати стійкості

3.13.2 вм'ятина

Дефект, що виникає під час взаємодії поверхні труби з твердим тілом. Вм'ятина має плавне сполучення поверхонь та характеризується глибиною та площею

3.13.3 забоїна

Дефект, що виникає в результаті динамічної взаємодії поверхні труби з твердим тілом, що має гострі краї

3.13.4 неспіввісність

Монтажний дефект, викликаний відхиленням розмірів труб, що зварюються між собою

3.13.5 різнотовщинне з'єднання

Монтажний дефект, зумовлений з'єднанням трубопровідних секцій із різною товщиною стінки

3.14 діаграма оцінки руйнування

Двокритеріальна діаграма, що дозволяє одночасно оцінювати ступінь небезпеки крихкого та в'язкого руйнування конструкції і визначає область безпечних і небезпечних станів

3.15 довідкове напруження

Умовне напруження, що дорівнює умовній границі текучості жорстко-пластичного тіла, за якого тіло набуває граничного стану при заданих зовнішніх навантаженнях

3.16 допустимий коефіцієнт запасу міцності

Коефіцієнт встановлюється даним стандартом на основі прийнятої системи коефіцієнтів надійності, що регламентуються нормами на проектування

3.17 еквівалентне напруження

Напруження, визначене за певним критерієм міцності

3.18 залишкова міцність

Міцність, яку набуває об'єкт за час експлуатації на момент контролю

3.19 залишковий термін експлуатування

Термін часу від моменту визначення технічного стану до моменту відпрацювання призначеного терміну експлуатації

3.20 запас міцності

Кількісний показник, що визначається відношенням коефіцієнта запасу міцності до допустимого коефіцієнта запасу міцності

3.21 інтегральний коефіцієнт надійності

Розрахунковий коефіцієнт; що враховує наступні коефіцієнти надійності: умов роботи, надійності за матеріалом та надійності за призначенням трубопроводу, які визначені для певної ділянки трубопроводу і регламентуються згідно зі СНиП 2.05.06

3.22 кільцевий підповерхневий дефект

Дефект кільцевої орієнтації, нормальний до твірної циліндра труби і не виходить на жодну із її вільних поверхонь

3.23 кільцевий поверхневий дефект

Дефект кільцевої орієнтації, нормальний до твірної стінки труби і виходить на одну із її вільних поверхонь (зовнішню/внутрішню)


3.24 кільцевий наскрізний дефект

Дефект кільцевої орієнтації, нормальний до твірної циліндра труби і виходить на протилежні поверхні стінки труби

3.25 коефіцієнт запасу міцності

Коефіцієнт, що визначається розрахунковим шляхом і характеризує, у скільки разів можна збільшити всі навантаження або пропорційно зменшити характеристики матеріалу, щоб конструкція досягла граничного стану

3.26 коефіцієнт надійності

Коефіцієнт, що встановлюється нормативними документами на проектування і характеризує регламентований запас міцності за певним параметром

3.27 консервативна оцінка

Оцінка, здійснена на основі наближених розрахункових моделей, які гарантовано забезпечують значний запас міцності

3.28 корозія металів

Руйнування металів унаслідок хімічної або електрохімічної взаємодії з корозійним середовищем

3.29 крихке руйнування

Граничний стан, що характеризує крихку міцність матеріалу з тріщиноподібним дефектом. Розрахунки за цим станом здійснюють із застосуванням методів механіки руйнування

3.30 моніторинг

Захід технічного обслуговування, що передбачає періодичне візуальне або апаратне спостереження за об'єктом спостереження

3.31 осьовий наскрізний дефект

Дефект, орієнтований вздовж твірної стінки труби і виходить на протилежні поверхні стінки труби

3.32 осьовий підповерхневий дефект

Дефект, орієнтований вздовж твірної стінки труби і не виходить на жодну з її вільних поверхонь

3.33 осьовий поверхневий дефект

Дефект, орієнтований вздовж твірної стінки труби і виходить на одну з її вільних поверхонь (зовніш-

ню/внутрішню)

3.34 параметр зменшення міцності

Параметр, що характеризує, у скільки разів наявність дефекту знижує запас міцності ділянки трубопроводу у порівнянні з бездефектним станом за умови дії однієї і тієї ж системи навантаження

3.35 первинні напруження

Напруження, які задовольняють рівняння рівноваги і врівноважують прикладені зовнішні навантаження

3.36 пластична нестабільність

Граничний стан, пов'язаний із виникненням розвинених пластичних деформацій по всьому перерізу конструктивного елемента

3.37 призначений термін експлуатації

Гарантований період безаварійної експлуатації конструкції, що визначається на етапі проектування і регламентується ТУ або правилами експлуатації

3.38 поточний стан

Сукупність істотних характеристик об'єкта і (або) його складових частин, що відображає його стан уданий час

3.39 режим трубопроводу "аварійна зупинка"

Зупинка трубопроводу, що настала внаслідок аварії або відмови

3.40 режим трубопроводу "гідровипробування"

Режим трубопроводу, якого він набуває під час проведення гідровипробувань

3.41 режим трубопроводу "зупинка"

Технологічний режим експлуатації трубопроводу, за якого настає припинення транспорту продукту

3.42 режим трубопроводу "пуск"

Технологічний режим експлуатації трубопроводу, за якого трубопровід переходить від режиму припинення транспорту продукту до стаціонарного режиму

3.43 режим трубопроводу "стаціонарний"

Технологічний режим експлуатації трубопроводу, за якого транспорт продукту здійснюється у проектному режимі

3.44. розрахована довговічність

Довговічність, що розрахована за поточними параметрами за встановленими процедурами розрахунку без урахування коефіцієнта запасу міцності за довговічністю

3.45 розрахунок довговічності

Сукупність розрахункових операцій із визначення проміжку часу від поточного до граничного стану з урахуванням дії на трубопровід циклічного довготривалого навантаження

3.46 розрахунок на статичну міцність

Сукупність розрахункових операцій, що спрямовані на визначення коефіцієнта запасу міцності та подальше порівняння його з допустимим коефіцієнтом запасу міцності з урахуванням дії на трубопровід статичного навантаження

3.47 умова статичної міцності

Стан міцності, за яким коефіцієнт запасу міцності є не меншим від допустимого коефіцієнта запасу міцності

4 ПОЗНАКИ ТА СКОРОЧЕННЯ

4.1 Скорочення

 

ДОР  -діаграма оцінки руйнування

КЗМ  -коефіцієнт запасу міцності

КІН     -коефіцієнт інтенсивності напружень

КС     -компресорна станція

ЛМР  -лінійна механіка руйнування

ЛЧМТ     -лінійна частина магістрального трубопроводу

МСЕ  - метод скінченних елементів

НД    - нормативний документ

НДС  - напружено-деформований стан

НПС       -нафтоперекачувальна станція

ПЗМ       -параметр зменшення міцності

ТУ          -технічні умови

 

4.2 Познаки

 

Окремі познаки фізичних величин, вказані у додатках до цього стандарту:

 

а- глибина дефекту, мм;

а0                       - поточне значення глибини дефекту, мм;

а1                       - перший замір глибини дефекту, мм;

а2                       - другий замір глибини дефекту, мм;

Ast         - константа матеріалу, параметр у рівнянні росту тріщини стрес-корозії;

Az, Вz           - коефіцієнти ряду Фур'є;

α'            -параметр зменшення міцності (ПЗМ);

α Т          - коефіцієнт лінійного теплового розширення металу труб (1/°С);

b-півширина дефекту, мм;

Bf           -константа матеріалу, параметр рівняння Періса для втомних тріщин;

ДКС        -допустиме корозійне спрацювання матеріалу, мм;

D            -зовнішній діаметр труби, мм;

Dвн         - внутрішній діаметр труби, мм;

                  - номінальна товщина стінки, мм;

ΔΚ1                 - розмах коефіцієнта інтенсивності напружень, МПа;

Т         - інтервал часу між двома послідовними замірами розмірів дефекту;

е- відстань між серединними лініями по товщині стінки труб, що з'єднуються, мм;

Е            - модуль пружності (модуль Юнга), МПа;

ε- відносне подовження об'єкта (деформація);

f- мінімальна відстань між контурами сусідніх дефектів, мм;

h- мінімальна відстань від контура підповерхневого дефекту до найближчої вільної поверхні, мм;

і  - коефіцієнт категорії напружень,i= 1 для первинних напружень,i= kдля

вторинних напружень

j  - номер поточної точки на контурі перерізу труби;

KCV       - ударна в'язкість, Дж/см2;

Κ1           - розрахунковий КІН, МПа;

Κ1C         - характеристика тріщиностійкості - критичний КІН, МПа;

K1max       - максимальне значення коефіцієнта інтенсивності напружень, МПа;

K1min              - мінімальне значення коефіцієнта інтенсивності напружень, МПа;

Kr                      - безрозмірний КІН, що характеризує міру наближення до крихкого руйнування;

KrA                    - значення безрозмірного КІН у точці А діаграми ДОР;

k- допустимий КЗМ трубопроводу, становить 0,9 від інтегрального коефіцієнта

надійності згідно зі СНиП 2.05.06;

k1                       - коефіцієнт надійності за матеріалом трубопроводу;

kкp                     - коефіцієнт надійності за швидкістю корозії;

 kp                     - коефіцієнт надійності за навантаженням трубопроводу (дорівнює n, визначеному

СНиП 2.05.06);

L- максимальний лінійний розмір дефекту, мм;

- півдовжина дефекту, мм;

Мφ                    - локальний оболонковий згинальний момент у поздовжньому напрямку, МНм;

Mу          - згинальний момент відносно осі у поперечного перерізу труби, МНּм;

Mz                     - згинальний момент відносно осі zпоперечного перерізу труби, МНּм;

Мкр                   - крутний момент в площині поперечного перерізу труби, МНּм;

                - локальний оболонковий згинальний момент в окружному напрямку, МН ּм;

т           - коефіцієнт умов роботи трубопроводу;

т'           - константа матеріалу, показник рівняння Періса для втомних тріщин;

μ- коефіцієнт поперечної деформації (коефіцієнт Пуассона);

N            - цикл навантажування;

Νχ           - осьове зусилля в поздовжньому напрямку труби х (МН);

         - кількість точок розбивки окружного перерізу труби;

n- коефіцієнт запасу міцності (КЗМ);

n'            - константа матеріалу, показник у рівнянні росту тріщини стрес-корозії;

Р            -прикладене узагальнене зусилля;

Pll         - граничне навантаження в'язкого руйнування;

ρ- максимально допустимий експлуатаційний внутрішній тиск, МПа;

           - відношення довжини кола до діаметра дорівнює 3,1415926;

q- параметр розрахунку еквівалентного напруження;

R            - середній радіус труби, мм;

R'           - коефіцієнт асиметрії циклу;

R1           - середній радіус першої труби в з'єднанні двох трубних секцій, мм;

R2           - середній радіус другої труби в з'єднанні двох трубних секцій, мм;

R     - нормативне значення тимчасового опору, МПа;

R       - нормативне значення границі текучості, МПа;

     - нормативне значення ударної в'язкості KCV, Дж/см2;

R         -нормативне значення критичного КІН, МПа;

         - радіус в j-й точці, мм;

S            - максимальна площа дефекту, мм2;

Sr                      - безрозмірне довідкове напруження, міра наближення до в'язкого руйнування;

S         - безрозмірне поточне довідкове напруження у точці А діаграми ДОР;

σ            - механічне напруження, МПа;

σ2                     - значення напруження, що відповідає деформації 2 %;

σ  +                    - максимальне осьове напруження, МПа;

σ  -          - мінімальне осьове напруження, МПа;

σв           - границя міцності матеріалу, МПа;

σекв                  - еквівалентне напруження, МПа;

σθ                      - номінальні окружні напруження, МПа;

σН                     - номінальні напруження, МПа;

σr                       -довідкові напруження, МПа;

σ T                    - границя текучості, МПа;

σ х                    - номінальні осьові напруження, МПа;

[σ]          -допустимі напруження, МПа;

Т            - залишковий ресурс (рік);

Т'           - момент часу, на який визначається розмір дефекту;

ΔΤ     - температурний перепад між температурою монтажу та температурою експлуатаціїї, що

  приймається додатнім при нагріванні, °С;

t- товщина стінки труби, мм;

t1        - поточна товщина стінки першої труби в з'єднанні двох трубних секцій, мм;

t2       - поточна товщина стінки другої труби в з'єднанні двох трубних секцій (t2> t1), мм;

tн              - мінімальна товщина стінки труби, мм;

θj     кут в окружному напрямку для j-ї точки, град;

vа              - швидкість корозії у глибину, мм/рік;

vb       - швидкість корозії у поперечному напрямку відносно осі трубопроводу, мм/рік;

vj       - швидкість корозії у поздовжньоиу напрямку відносно осі трубопроводу, мм/рік;

Uc            - енергія руйнування під час вимірювання ударної в'язкості, Дж;

W      - глибина вм'ятини або забоїни, мм;

Yа, Yс - поправочні функції;

z        - кількість членів розкладу в ряді Фур'є.

5 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

5.1Класифікація, категорії ділянок магістральних трубопроводів, а також коефіцієнти надійності визначають згідно зі СНиП 2.05.06.

5.2Оцінювання залишкової міцності та довговічності трубопроводу повинно здійснюватися після відпрацювання призначеного терміну експлуатації; проведення чергової технічної діагностикизасобами неруйнівного контролю і виявлення дефектомістких ділянок; виникнення пошкоджень та відмов; перед запланованими змінами режимів навантажування.

5.3Оцінювання залишкової міцності та залишкового терміну експлуатування ділянок трубопроводу повинне таким чином збігатися з проведенням робіт з технічного діагностування, щоб забезпечити достовірність відображення технічного стану ділянки на момент оцінювання.

5.4Оцінювання поточного технічного стану трубопроводу з аналізом його міцності та довговічності включає наступні роботи:

  • вивчення проектної та виконавчої документації;
  • визначення відхилень від проектних рішень, що пов'язані з виконанням технологічних операцій при будівництві;
  • вивчення діагностичної та експлуатаційної документації;
  • визначення механічних характеристик металу;
  • визначення діючих навантажень, пошкоджень та основних механізмів пошкоджуваності;
  • розрахунки на міцність і довговічність із врахуванням експлуатаційних та пошкоджуючихфакторів.

5.4.1 Вивчення діагностичної та експлуатаційної документації повинно включати аналіз паспортних даних ділянок магістрального трубопроводу з метою визначення: поточних характеристик матеріалу, умов монтажу труб, експлуатаційних режимів, пошкоджувальних факторів, напружено-деформованого стану (НДС), результатів попередніх обстежень тощо. Діагностична та експлуатаційна документація повинна містити наступні відомості:

          - рік виготовлення труб та введення ділянки трубопроводу в експлуатацію;

- основні геометричні розміри та розкладку труб із визначенням марок сталей, способу виготовлення, особливостей трубних секцій (пряма, згин тощо);

-спосіб монтажу та просторові характеристики конструктивних елементів трубопроводу, температуру під час монтажу трубопроводу, робочий та розрахунковий тиск, циклічність навантаження,склад і температуру робочого продукту, тривалість експлуатації тощо;

-кліматичні умови траси (річні, сезонні перепади температури повітря та грунту, вологість,об'єм опадів);

-геоморфологічні умови (якісні та кількісні характеристики рельєфу місцевості в зоні траси, можливі зсуви та просадки грунту, мінеральний склад та фізико-механічні характеристики грунтів);

- топографічні дані про населені пункти, енергетичні, транспортні та промислові об'єкти, щознаходяться в зоні проходження траси трубопроводу;

-акти діагностичних обстежень;

- технічна документація про проведення поточних та капітальних ремонтів;

-інформація про зареєстровані випадки відхилень від робочих параметрів та відмови, що малимісце впродовж терміну експлуатації.

У разі відсутності необхідних даних потрібно проводити спеціальне технічне діагностування або лабораторні дослідження.

5.4.2 Дані, отримані у ході технічного діагностування, лабораторних досліджень, мають перевагу перед даними, отриманими з технічної та експлуатаційної документації.

Технічне діагностування, лабораторні дослідження проводять обов'язково:

  • якщо є труднощі при визначенні марки сталі;
  • при неповній інформації про механічні властивості та характеристики тріщиностійкості металу та зварного шва;
  • при тривалій експлуатацій трубопроводу, що може призвести до деградації механічнихвластивостей матеріалу труб внаслідок старіння;
  • при виявленні випучувань, гофрів або значних переміщень трубопроводу;
  • після аварій, якщо ділянка трубопроводу підлягає відбудові.

5.4.3Для оцінки довговічності ділянок трубопроводу слід визначитись з аналітичними абоекспериментальними моделями пошкоджуваності матеріалу з часом згідно з додатком Ж.

5.4.4 У разі неможливості виміряти напружено-деформований стан (НДС) трубопроводу експериментальним шляхом НДС розраховується з урахуванням зовнішніх навантажень. На основі технічної інформації про спосіб прокладання і просторове розміщення трубопроводу, умов його закріплення і взаємодії з середовищем визначають зовнішні навантаження. Слід урахувати діючі фактори навантаження: механічні, температурні, кінематичні. Результатом вимірювань та розрахунку є осьові і поперечні зусилля, згинальні та крутні моменти і спричинені ними напруження і деформації.

5.4.5 Розрахунки на міцність та довговічність проводять шляхом технічного діагностування з урахуванням механічних властивостей і основних навантажувальних факторів та режимів експлуатації. Вимоги щодо проведення технічного діагностування регламентуються згідно з ДСТУ 4046.

5.4.5.1Вхідною інформацією для виконання розрахунків за даним стандартом є фізико-механічні характеристики матеріалу труб, параметри дефектів трубопроводу та його геометричні характеристики.

5.4.5.2Визначені відповідно до 5.4.4 силові фактори використовують у процедурах визначенняпараметрів, що характеризують напружено-деформований стан в околі дефектів. За необхідностіпідвищення точності потрібно застосовувати методи теорії оболонок. Ці напруження разом іззалишковими напруженнями використовують для оцінки стану міцності. Слід взяти до уваги, що напруження різної природи і локалізації по-різному впливають на досягнення граничного стану [1],тому слід розрізняти первинні та вторинні напруження (класифікація за чинниками, що їх породжують), а також мембранні, згинальні та пікові напруження (класифікація за характером розподілу, локалізацією) згідно з розділом 8.

5.4.5.3Основними розрахунковими режимами є "пуск", "стаціонарний режим", "зупинка", "гідро-випробування", відхилення від проектних режимів та нормальних умов експлуатації - "аварійні ситуації".

5.4.6Розрахунки проводяться за наступними граничними станами:

-крихка міцність (тільки для тріщиноподібних дефектів);

-в'язке руйнування (для всіх дефектів);

- довговічність.

5.4.7 Передбачено три рівні розрахунків на статичну міцність (по відношенню до граничногостану "в'язке руйнування"), які відрізняються за ступенем складності (ступенем консервативності)розрахункових схем. Із збільшенням номера рівня розрахунку разом із складністю збільшується ступінь наближення до більш точної розрахункової схеми і відповідно зменшується ступінь консервативності оцінок. Для всіх рівнів розрахунку використовують граничні стани, що пов'язані з крихкою міцністю і/або в'язким руйнуванням. У відповідності з цими станами та в залежності від типу дефектів встановлюють критерії граничних станів. Для тріщиноподібних дефектів - це діаграма оцінки руйнування (ДОР), яка дозволяє оцінювати стан міцності при взаємодії двох граничних станів - крихкого та в'язкого руйнування, а для тривимірних дефектів і дефектів форми - граничне навантаження в'язкого руйнування, що характеризує в'язке руйнування і відповідно є однією із двох складових ДОР.

Якщо за першим рівнем розрахунку дефект виявився недопустимим, то можна скористатись наступними рівнями оцінки, які є менш консервативними.

5.4.8Для отримання консервативних оцінок слід проводити багатоваріантні розрахунки з використанням максимальних/мінімальних значень вхідних параметрів.

5.4.9Розрахунок на статичну міцність полягає у визначенні коефіцієнта запасу міцності (КЗМ)для труби з дефектом за максимальних значень прикладених навантажень із подальшим порівнянням його з допустимим КЗМ, який визначається даним стандартом. Дефект вважається безпечним, якщо КЗМ більше допустимого.

5.4.10Розрахунок довговічності полягає у перевірці виконання умови статичної міцності за ма ксимальних робочих параметрів навантажувань з урахуванням зміни розмірів дефектів із часом.Розрахунок здійснюється, виходячи з чотирьох можливих пошкоджувальних факторів, що погіршують із часом стан конструкції, а саме: деградації механічних властивостей матеріалу, корозійного ураження, стрес-корозії та втомного циклічного навантажування. Довговічність (залишковий ресурс) визначається мінімальним проміжком часу від поточного стану до такого, за яким умовастатичної міцності згідно з 5.4.9 не виконується або дефект проросте вглиб матеріалу до значення 80% від товщини стінки.

5.4.11Процедури проведення розрахунків на міцність і довговічність наводяться в розділах 10 та 11 відповідно.

5.4.12Розрахунки на міцність та довговічність трубопроводів та висновки щодо допуску до експлуатації ділянок трубопроводів, де були виявлені дефекти, в зв'язку з особливою складністю та відповідальністю проводяться спеціалізованими організаціями Держгірпромнагляду, організаціями-розробниками даного стандарту, спеціалізованими організаціями, які мають достатню кваліфікацію та необхідні дозволи. Відповідальність за якість розрахункових робіт за даним стандартом несе організація, що виконала розрахунки.

5.4.13Результати розрахунку дефектів оформляють відповідно до розділу 13.

6 ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРІАЛУ ТРУБ

6.1 При проведенні розрахунків на статичну міцність слід використовувати наступні механічні характеристики матеріалу:

  • нормативне R або поточне значення границі міцності матеріалу;σв
  • нормативне R або поточне значення границі текучості матеріалу,σ T;
  • нормативне R або поточне значення ударної в'язкості KCV;
  • нормативне R або поточне значення характеристики тріщиностійкості Кабо інші критеріїмеханіки руйнування.

За нормативні значення зазначених характеристик приймають відповідно мінімально гарантовані значення границі міцності матеріалу, границі текучості матеріалу, ударної в'язкості KCV, характеристики тріщиностійкості К, що визначені відповідними стандартами, нормами та технічними умовами із вимогами до матеріалу труб (додаток А).

6.2 Значення характеристик матеріалу труб визначають неруйнівними методами контролю абоза необхідності, експериментальними випробуваннями вирізок матеріалу труб контрольованоїділянки трубопроводу. Дані, отримані з документації об'єкта контролю, вважають довідковими.

6.2.1 Обсяг контролю визначають достатньо обгрунтованою експериментальною вибіркоюзгідно з ДСТУ 4046 для отримання значень наступних величин:

  • границі текучості, границі міцності та відносного подовження після розриву матеріалу згідно зГОСТ 1497;
  • характеристики тріщиностійкості К згідно з ГОСТ 25.506;
  • ударної в'зкості KCVзгідно з ГОСТ 9454.

6.2.2 Зразки для випробувань виготовляють із контрольних вирізок трубопроводу. Виготовлення темплета та його характеристики визначають за нормативною документацією на методконтролю. Для врахування анізотропії механічних властивостей матеріалу зразки слід виготовляти з урахуванням орієнтації, тобто вздовж та поперек прокатки.

6.2.3 Допускається визначення механічних властивостей металу неруйнівними методамичерез випробування на твердість за Бринелем НВ згідно з ГОСТ 22761, ГОСТ 18661 тощо ізвикористанням твердомірів, що відповідають вимогам згідно з ГОСТ 8.062 та використаннямкореляційних зележностей, що регламентуються чинними нормативними документами.

6.2.4 Поточні механічні характеристики матеріалу за недостатності обгрунтування можуть коригуватись, уточнюватись за допомогою інших методів досліджень та випробувань, наприклад,проведення металографічних досліджень тощо.

6.2.5 За наявності нормативних та експериментальних значень механічних характеристикматеріалу перевагу надають експериментальним значенням за винятком випадку, коли характеристики визначають за кореляційними залежностями на основі експериментальних значень.

6.3 За відсутності даних про матеріали, що використані при будівництві магістрального трубопроводу, їх механічні характеристики та характеристики ударної в'язкості та тріщиностійкості дозволяється визначати згідно з додатком А.

6.4 За відсутності довідкової інформації про Кдля трубних сталей, а також через певніметодичні труднощі при експериментальному визначенні Кдозволяється:

  • використання кореляційних залежностей між К і ударною в'язкістю KCVзгідно з додатком Б;
  • у разі наявності лише одиничних значень ударної в'язкості KCVможна скористатись консервативним підходом для визначення К саме:

 

 

 

К= 7,36 ( KCV) 0'63,

 

де розмірність величини К - МПа,а ударної в'язкості KCV- Дж/см2;

-визначати за загальноприйнятими методиками, в тому числі, такими, що використовуютьметоди нелінійної механіки руйнування.

Відповідальність за отримання достовірного значення К аналітичним шляхом покладається на користувачів даного стандарту.

6.5Для розрахунків на довговічність ділянок трубопроводу з тріщиноподібними дефектами слід використовувати характеристики тріщиностійкості матеріалу при циклічному навантажуванні згідно з МР 2-95 [2].

6.6Більшість трубних сталей належить до категорії матеріалів із відношенням границі текучості до границі міцності в діапазоні 0,7-0,75. Для таких матеріалів характерне додаткове деформаційне зміцнення (максимум до 20 %) в зонах концентрації напружень за складного циклічногонавантаження. Останню обставину слід враховувати у розрахунках на малоциклову втому.

6.7 У разі відсутності достатньої вибірки для обгрунтування мінімально гарантованих значень характеристик матеріалу дозволяється скористатись ймовірнісним аналізом з обов'язковим обгрунтуванням достатності статистичних даних, правильності вибору ймовірнісного розподілу (ДСТУ 4046).

7 КЛАСИФІКАЦІЯ ДЕФЕКТІВ ТРУБОПРОВОДІВ ТА ЇХ СХЕМАТИЗАЦІЯ

7.1 Класифікація дефектів

7.1.1 Дефекти трубопроводів поділяють на два класи:

1-й клас - дефекти суцільності металу (дефекти матеріалу), що характеризуються локальним порушенням суцільності матеріалу;

2-й клас - дефекти форми, що проявляються у локальній зміні геометрії елементів трубопроводу в процесі виготовлення або експлуатації.

7.1.2 Дефекти трубопроводів у залежності від свого походження поділяються на:

-заводські (технологічні), що зумовлені відхиленнями від технології під час виготовлення складових елементів об'єкта;

-будівельні при будівництві магістрального трубопроводу;

-експлуатаційні, що виникають під час експлуатації трубопроводу;

Класифікація дефектів, їх визначення та характеристики наведені у додатку В.

7.1.3 Дефекти матеріалу за розмірністю поділяють на тріщиноподібні (характеризуються довжиною та глибиною) та тривимірні (характеризуються довжиною, глибиною та шириною). До тріщиноподібних дефектів відносять власне тріщини, а також гострі тривимірні дефекти основного металу (риски, подряпини тощо, див. додаток В); зварного шва (підрізи, непровари, пори, шлакові включення тощо, див. додаток В), для яких ширина 2bє малою величиною і задовольняє нерівність:

 

b max{0,25t; 6,4мм; а},

 

де t- товщина стінки труби, а - глибина дефекту, b- півширина дефекту.

7.1.4 За товщиною стінки розрізняють: поверхневі дефекти, що виходять на одну із вільних поверхонь труби; підповерхневі дефекти, що не виходять на вільну поверхню труби; наскрізні дефекти, що виходять на протилежні поверхні стінки труби.

7.1.5 За кількістю дефектів та їх взаємномим впливом розрізняють поодинокі, парні та групові.

7.1.6 Для спрощення класифікації ескізи дефектів наведено у стовпчику "дефекти" згідно з табл. В.1 (додаток В).

7.2 Схематизація дефектів

7.1.1Схематизацію дефектів проводять із метою спрощення розрахункових схем. Основне правило схематизації повинно полягати в найбільш повному врахуванні основних геометричних особливостей відповідно до 7.2.4 конкретного дефекта з одночасним забезпеченням консервативності розрахунків.

7.2.2 У випадку складної просторової орієнтації тріщиноподібний дефект слід спроектувати на поздовжню та поперечну проекцію труби. Отримані дві проекції дефекту надалі схематизують та розраховують за правилами, прийнятими для поодиноких осьових та кільцевих дефектів.

7.2.3 Даний стандарт не враховує орієнтацію дефекта в поперечному перерізі труби, а також нахил площини тріщиноподібного дефекту до твірної циліндра труби в зоні дефекту. Для компенсації таких спрощень, дотримуючись консервативних оцінок при побудові розрахункових схем, слід використовувати максимальні можливі значення силових параметрів.

7.2.4 Поверхневий або підповерхневий тривимірний дефект схематизується прямокутною областю з параметрами а, 2l, 2b- глибина дефекту, мм; l - півдовжина дефекту, мм; bпівширина дефекту, мм). При нерівномірному розподілі глибини тривимірного дефекту за розрахунковий параметр а консервативно приймається максимальне значення глибини.

7.2.5 Дозволяється враховувати реальну форму дефекту для зменшення консеративності оцінок у розрахунках при застосуванні МСЕ або аналітичних моделей [3].

7.2.6 Тріщиноподібні дефекти в зварному шві схематизують аналогічно тріщиноподібним дефектам в основному металі.

7.2.7 Схематизацію поодиноких дефектів трубопроводів слід проводити згідно з додатком В.

7.2.8 Правила схематизації парних та групових дефектів визначають згідно з табл. В.2 (додаток В).

7.3 У стандарті не передбачена оцінка складних дефектів (дефекти суцільності матеріалу, що розташовані в зоні дефекту форми). Для розрахунку таких дефектів можна скористатись:

-процедурами розрахунку, що наведені вінших нормах із використанням системи коефіцієнтів надійності відповідно до розділу 9.

-отриманням параметра зменшення міцності ПЗМ складного дефекту як добутку незалежних ПЗМ окремих дефектів, що його утворюють.

7.4 Для спрощення класифікації ескізи дефектів наведено у стовпчику "схематизація" табл. В.1 (додаток В).

8 НАВАНТАЖЕННЯ ТРУБОПРОВОДУ ТА РОЗРАХУНКОВІ СИЛОВІ ХАРАКТЕРИСТИКИ

8.1 Перелік навантажень та впливів, що зазнає трубопровід під час експлуатації, а також їх класифікація за часом дії визначається згідно зі СНиП 2.05.06.

8.2 Коефіцієнти сумісності навантажень при одночасній дії різних силових факторів визначають згідно зі СНиП 2.01.07. Дані про рівень навантажень наведені в проектній документації. За умови відсутності таких даних тип та рівень навантажень визначає спеціалізована організація.

8.3 Навантаження та впливи на трубопровід поділяють на дві групи: функціональні та природно-кліматичні.

8.3.1Функціональні навантаження визначають конструктивною схемою трубопроводу та режимами експлуатації. До функціональних навантажень належать: внутрішній тиск (максимальний робочий тиск), регульовані температурні впливи, власна вага, конструктивні особливості ділянки трубопроводу, що зумовлюють додаткові навантаження конструкції (пружний згин) тощо.

8.3.2Природно-кліматичні навантаження виникають у процесі взаємодії трубопроводу з середовищем. Дані про тип та рівень природно-кліматичних навантажень можна отримати з аналізу конструктивних рішень, інформації про схему прокладання траси, району проходження траси та його природно-кліматичних характеристик.

8.4 У залежності від способу прокладання трубопроводу в розрахункових схемах слід враховувати наступні навантаження.

8.4.1 Для підземних трубопроводів:

- внутрішній тиск;

-температурні навантаження;

-навантаження від викривлення осі трубопроводу;

-навантаження від осьового стиску або розтягу;

-навантаження від ваги грунту або води;

-навантаження від зсувів та просідань грунтів, привантажень, виштовхувальної сили водного середовища, сейсмічні;

-дія течії води на розмитій ділянці трубопроводу.

8.4.2 Для трубопроводів на палях:

-внутрішній тиск;

-власна вага;

-вага транспортованого продукту з урахуванням режимів експлуатації;

-додаткові навантаження від ваги змонтованого на трубопроводі обладнання та будівельних конструкцій;

-навантаження від обмерзання та налипання снігу;

-температурні навантаження;

-вітрові навантаження;

-сейсмічні.

8.4.3 Для надземних трубопроводів, що прокладені в насипі:

-внутрішній тиск;

-температурні навантаження;

-навантаження від викривлення осі трубопроводу;

-навантаження від осьового стиску або розтягу;

-навантаження від ваги грунту;

-навантаження від зсувів та просідань грунтів, сейсмічні.

8.4.4Зазначені зовнішні силові фактори слід враховувати при визначенні осьового зусилля та згинальних моментів під час аналізу напруженого стану ділянки трубопроводу.

8.4.5 Для трубопроводів, які прокладені в межах автодоріг, залізниць і переходів з інтенсивним рухом транспорту, слід враховувати вібраційні навантаження окремим розрахунком.

8.5 В деяких розрахункових схемах слід розрізняти первинні та вторинні напруження (за природою походження), а також мембранні, згинальні і пікові (за локалізацією) згідно з 5.4.5.2. При виконанні пружного аналізу слід враховувати повну класифікацію напружень відповідно до 10.1.2.1, в).При виконанні граничного пластичного аналізу слід враховувати класифікацію напружень лише за природою їх походження згідно з 10.1.2.2.

8.5.1 До первинних відносять нормальні або дотичні напруження, які задовольняють рівняння рівноваги і врівноважують прикладені зовнішні і внутрішні сили і моменти. Первинні напруження, що перевищують границю текучості, не релаксують при їх збільшенні і приводять до руйнування або до збільшення викривлення геометрії трубопроводу. Термічні напруження не класифікують як первинні.

Первинні мембранні напруження поділяються на загальні і локальні. Первинні мембранні загальні напруження є такими, що не перерозподіляються (не релаксують) в конструкції після виникнення пластичних деформацій або появи дефектів. До цих напружень відносять мембранні напруження, що виникають за рахунок внутрішнього тиску та механічних навантажень (наприклад, від ваги). Первинні мембранні локальні напруження виникають внаслідок дії внутрішнього тиску або інших механічних навантажень у зонах переходу між основними конструктивними елементами. Область їх дії обмежується характерною довжиною .

Первинні згинальні напруження виникають у трубопроводі при розгляді його як оболонки внаслідок викривлення початкової геометрії за дії зосереджених або згинальних моментів від зосереджених та/або розподілених поперечних сил.

8.5.2До вторинних напружень відносять нормальні або дотичні напруження, що діють у закріпленнях з'єднувальних деталей, розвиваються в зонах обмеження переміщень або викликані дією крайових умов. Основною особливістю цих напружень є те, що вони є самообмеженими, тобто їх рівнодіюча від сили і суми моментів на даному перерізі труби дорівнює нулю.

8.5.3 До пікових належать напруження, які характеризуються тим, що не спричинюють значних викривлень геометрії, але є не бажанами, оскільки є джерелом можливого виникнення втомних тріщин або руйнування. До пікових відносять залишкові напруження від зварювання, термічні та напруження в зонах концентрації.

8.5.4 За певних експлуатаційних умов (локалізації пластичних деформацій) у певному ослабленому перерізі вторинні напруження можуть не релаксувати, в цьому випадку їх слід розглядати як первинні і цю обставину слід врахувати під час розрахунків.У разі складності розмежування напружень на первинні та вторинні їх слід приймати первинними.

8.6 При визначенні внутрішніх силових факторів (моментів, сил), що мають місце в трубопроводі, допускається використання як методів технічного діагностування, так і аналітичних методів. Загальні вимоги до визначення силових факторів регламентуються відповідно зі СНиП 2.05.06.

При визначенні силових факторів за будь-яким із аналітичних методів розрахункова схема повинна найбільш повно відображати умови роботи трубопроводу та його взаємодію з навколишнім середовищем.

8.7Для розрахунку основних внутрішніх силових факторів можна скористатися стерженевоюапроксимацією. Для ділянок із великою кривизною модель може бути ускладнена за рахуноквикористання підходів теорії оболонок.

8.8Для визначення основних внутрішніх силових факторів, що мають місце в трубопроводі,слід поділяти магістральний трубопровід на типові розрахункові ділянки з однорідними умовамиексплуатації. У межах розрахункової ділянки передбачається наявність сталої конструктивноїсхеми трубопроводу, однорідних умов за способом прокладання траси, за грунтово-геологічнимиумовами, навантаженням, категорією, температурним впливом.

8.9При аналітичному визначенні напруженого стану трубопроводу слід враховувати різнітипи напружень згідно з 8.5.1.

8.9.1До первинних мембранних загальних напружень належать:

а) номінальні окружні напруження σθ  (від внутрішнього тиску)

 

 ,                                                   (1)

 

де  kp- коефіцієнт надійності за навантаженням (внутрішнім тиском), що приймається згідно зі СНиП 2.05.06 і дорівнює:

для газопроводів- 1,1; для нафтопроводів та нафтопродуктопроводів діаметром 700-1200 ммз проміжними НПС - 1,15 ; для нафтопроводів та нафтопродуктопроводів діаметром 700-1200 ммбез проміжних НПС та діаметром менше 700 мм- 1,1; при гідровипробуваннях - 1;

р            - максимально допустимий експлуатаційний внутрішній тиск, МПа;

Dвн        - внутрішній діаметр труби, м;

         - номінальна товщина стінки, м;

б) за консервативного розрахунку та  - максимальні і мінімальні (відповідно розтяг і стиск)осьові напруження від згинальних моментів Му і Mz, крутного моменту Мкр та поздовжньої осьовоїсили Nx, які виникають від дії механічних навантажень, їх визначають так:

 

 

де Му-згинальний момент відносно осі у поперечного перерізу труби, МН·м;

Мz                     -згинальний момент відносно осі zпоперечного перерізу труби, МН·м;

Мкр                   - крутний момент у площині поперечного перерізу труби, МН·м;

Nx                      - осьове зусилля в поздовжньому напрямку труби х, МН;

Dвн,    -позначення такі ж, як і для формули (1).

При розрахунковому визначенні внутрішніх силових факторів Му, Мz, Nxслід враховувати для кожного виду навантаження (власна вага, внутрішній тиск, тиск грунту, снігове навантаження тощо) відповідний коефіцієнт надійності по навантаженню п, а також коефіцієнт сумісності цих навантажень між собою, які встановлюють згідно зі СНиП 2.01.07. Врахування коефіцієнтів проводять шляхом добутку відповідного силового фактора і коефіцієнта.

8.9.2До вторинних напружень можна відносити напруження, якщо продемонстрована можливість їх постійної релаксації при збільшенні прикладених зовнішніх зусиль або моментів. Для прямолінійних ділянок підземних та наземних у насипі трубопроводів за відсутності поздовжніх (Nx= 0) та поперечних переміщень у = Mz= Мкр = 0) трубопроводу мембранні осьові напруження визначають згідно зі СНиП 2.05.06 за формулою:

де αТ   -коефіцієнт лінійного теплового розширення металу труб, град -1;

∆Т   -температурний перепад між температурою монтажу та температурою експлуатації, що приймається додатнім при нагріванні, °С;

Е     -модуль пружності (модуль Юнга), МПа;

μ     -коефіцієнт поперечної деформації (коефіцієнт Пуассона), визначають згідно зі СНиП 2.05.06.

При розгляді дефекту типу "суцільна корозія" або на пружно-вигнутій ділянці трубопроводу напруження згідно з формулою (3) класифікують як вторинні. Для інших дефектів слід проаналізувати здатність цих напружень релаксувати з врахуванням моделей взаємодії труби і середовища.

8.9.3 До первинних або вторинних згинальних напружень відносять напруження σхз, σθз,що виникають у трубі в разі розгляду її як оболонки. Ці напруження визначають:

де Мφ іМθ - локальні оболонкові згинальні моменти в поздовжньому і окружному напрямку, які визначають за методами теорії оболонок.

8.9.4Оболонкові згинальні напруження слід враховувати у випадках, коли на трубу діють неосесиметричні локальні навантажування, коли навантажування діє на невеликій ділянці труби завдовжки до , або коли має місце локальна зміна форми труби. У разі розгляду труби як безмоментної оболонки напруження (4) і (5) не слід враховувати в розрахунку.

8.10Для визначення внутрішніх силових факторів трубопроводу, що знаходиться в складних умовах (зсуви грунту, втрата стійкості тощо), слід враховувати взаємодію трубопроводу та його елементів із середовищем і геометричну нелінійність при постановці задачі. За складних умов навантажування під час визначення напруженого стану перевагу слід надавати експериментальним даним та використанню програмного забезпечення, що дозволяє моделювати такі умови навантажування.

9 КОЕФІЦІЄНТИ НАДІЙНОСТІ ТА ЗАПАСУ МІЦНОСТІ

9.1 Коефіцієнти надійності трубопроводу (коефіцієнти умов роботи т, надійності за матеріалом k1та надійності за призначенням kнвизначають згідно зі СНиП 2.05.06.

9.2 Під час розрахунку на міцність трубопроводів слід обирати коефіцієнти т, k1, kн однакові як для ділянки з дефектом, так і для бездефектного матеріалу при розгляді однієї і тіє ж ділянки.

9.3Навантаження під час експлуатації дефектної ділянки не може перевищувати навантаження, розрахованого у відповідності з проектними документами для бездефектної ділянки.

9.4Допустимий КЗМ за критерієм статичної міцності визначається за формулою

 

                                                                                       (6)

 

і становить величину, яка на 10 % менша за відповідний інтегральний коефіцієнт надійності, що регламентується нормами на проектування СНиП 2.05.06.

9.5Для статистичної обробки даних під час визначення розмірів дефектів слід обчислювати найбільш імовірне значення розміру дефекту (ДСТУ 4046). Якщо врахування абсолютної похибки вимірювального приладу не передбачено методикою проведення вимірювань, слід збільшувати значення кожного лінійного розміру дефекту на величину абсолютної похибки вимірювального приладу.

9.6 Дані вимірювань лінійних розмірів дефектів отримують із протоколів контролю, оформлених згідно з ДСТУ ISO/IEC17025.

10 РОЗРАХУНОК НА СТАТИЧНУ МІЦНІСТЬ

10.1 Рівні розрахунку на статичну міцність

10.1.1 В залежності від рівня складності і консерватизму передбачено три рівні оцінок щодо розрахунку на статичну міцність згідно з 5.4.7. У таблиці 1 представлені рівні розрахунків та їх основні характеристики. Перший рівень оцінок має найбільш консервативну оцінку, а третій -найменшу.

10.1.2 Методологія оцінок відрізняється в залежності від типу дефектів: тріщиноподібних дефектів, тривимірних дефектів втрати металу та дефектів форми згідно з додатоком В. За критерій руйнування тріщиноподібних дефектів приймається діаграма оцінки руйнування (ДОР), рисунок 1 або [4, 5], а для тривимірних дефектів і дефектів форми - граничне навантаження.

При розрахунку тривимірних дефектів і дефектів форми при застосуванні ДОР приймається, що Kl= 0.

 

Таблиця 1 - Рівні розрахунків та їх основні характеристики

Рівень

Етап

Тріщиноподібні

дефекти

Тривимірні дефекти

Дефекти форми

1

2

3

4

5

1

Граничні стани

Крихка міцність

В'язке руйнування

В'язке руйнування

В'язке руйнування

Класифікація напружень

Немає

Немає

Є

Параметри розрахунку

КІН – Кl

Довідкове напруження σr

Довідкове напруження σr

Еквівалентне пружне напруженняσекв

Критерій міцності

 

ДОР

Граничне навантаження

Граничне навантаження

2

Граничні стани

Крихка міцність

В'язке руйнування

В'язке руйнування

В'язке руйнування

Класифікація напружень

Є

Є

Є

Параметри розрахунку

КІН-Кl

Довідкове напруженняσr

Довідкове напруження σr

Довідкове

напруження σr

Критерій міцності

ДОР

Граничне навантаження

Граничне навантаження


Кінець таблиці 1

1

2

3

4

5

3

Граничні стани

Крихка міцність

В'язке руйнування

В'язке руйнування

В'язке руйнування

Класифікація напружень

Немає

Немає

Немає

Параметри розрахунку

КІН-Кl

Еквівалентне напруження σекв

Еквівалентне напруження σекв

Еквівалентне напруження σекв

Критерій міцності

ДОР

Граничне навантаження

Граничне

навантаження

 

10.1.2.1 Перший рівень оцінок (найбільш консервативний):

а) для тріщиноподібних дефектів розрахунок проводиться за двома граничними станами (крихке і в'язке руйнування) з застосуванням підходів механіки руйнування та граничного пластичного аналізу з урахуванням того, що всі діючі в матеріалі напруження є первинними згідно з 10.3.1. Пікових і залишкових напружень не враховують при розрахунку граничного в'язкого руйнування;

б)           для тривимірних дефектів розрахунок проводиться за одним граничним станом - в'язке руйнування [6] з застосуванням підходів граничного пластичного аналізу і врахуванням того, що всі діючі в матеріалі напруження є первинними згідно з 10.4.1. Пікових і залишкових напружень не враховують;

в)для дефектів форми розрахунок проводиться за одним граничним станом (в'язке руйнування) з використанням процедур пружного аналізу з урахуванням класифікації напружень на первинні і вторинні згідно з 10.4.3.

10.1.2.2Другий рівень оцінок використовує більш досконалий метод і дає менш консервативні результати в порівнянні з першим рівнем:

а) для тріщиноподібних дефектів розрахунок проводиться за двома граничними станами (крихке і в'язке руйнування) з застосуванням підходів механіки руйнування та граничного пластичного аналізу з урахуванням класифікації напружень за природою походження (первинні і вторинні) згідноз 10.3.14;

б) для тривимірних дефектів і дефектів форми розрахунок проводиться за одним граничним станом (в'язке руйнування) із застосуванням підходів граничного пластичного аналізу з урахуванням класифікації напружень за природою походження (первинні або вторинні) згідно з 10.4.6,10.5.1.

10.1.2.3Третій рівень оцінок відповідно до 10.3.17:

а) для тріщиноподібних дефектів розрахунок проводиться за двома граничними станами (крихке руйнування і пластична нестабільність) із застосуванням підходів механіки руйнування та чисельного розрахунку за методом скінченних елементів (МСЕ);

б) для тривимірних дефектів і дефектів форми розрахунок проводиться за одним граничним станом (пластична нестабільність/в'язке руйнування) із застосуванням чисельного розрахунку за методом скінченних елементів згідно з 10.4.10.

10.2Критерій статичної міцності

10.2.1Критерій статичної міцності визначає граничні стани, за якими слід проводити розрахунки. В цьому стандарті використовуються силові критерії статичної міцності трубопроводів з дефектами, що базуються на концепції ДОР і допустимих напружень.

10.2.2Для тріщиноподібних дефектів слід використовувати силовий критерій статичної міцності, що базується на двокритеріальному підході з застосуванням діаграми оцінки руйнування (рисунок 1). ДОР є граничною кривою, що визначає межу між небезпечним та безпечним станами конструкції і одночасно може застосовуватись для аналізу двох граничних станів - крихкого та в'язкого руйнування.

10.2.2.1 В основі застосування ДОР лежать незалежні розрахунки з визначення параметрів ЛМРКlі Кlcпараметрів теорії граничного стану - прикладеної узагальненої сили Р і граничного навантаження в'язкого руйнування Pll. ДОР будується в координатах Кrта Sr(рисунок 1), де Кr- безрозмірний КІН, що характеризує міру наближення до крихкого руйнування, aSr- довідкове напруження, міра наближення до в'язкого руйнування.

Гранична крива описується рівнянням Kr= f(Sr).

10.2.2.2 Гранична крива статичної міцності двокритеріального підходу (рисунок 1) побудована в координатах  та і представляє собою лінію, яка описується виразом:

 

                                                              

 

Pll  - граничне навантаження в'язкого руйнування, що визначається за величиною границі текучості.

Слід прийняти наступне загальне правило визначення довідкових напружень: довідкове напруження σrє уявною границею текучості жорстко-пластичного тіла, за якої тіло з дефектом знаходиться в граничному стані для заданої системи зовнішніх навантажень [7].

На рисунку 1 зображено ДОР, де сірим кольором виділена допустима гранична область, що визначається з урахуванням інтегрального коефіцієнта надійності. Допустима гранична область отримана шляхом зменшення в kразів поточної граничної області, яка визначається критерієм статичної міцності (k- допустимий коефіцієнт запасу міцності зідно з формулою (6).

 

10.2.3 Для тривимірних дефектів і дефектів форми слід використовувати силовий критерій міцності, який базується лише на концепції допустимих напружень. Допустимі напруження відповідно до СНиП 2.05.06 встановлюють за границею міцності матеріалу і визначають як

                                                                                                                                                      (8)

10.3Процедура розрахунку тріщиноподібних дефектів

Рівень 1

10.3.1Вважається, що всі діючі в трубопроводі напруження є первинними згідно з 10.1.2.1, а). Коефіцієнт, що визначає категорію напружень, i= 1.

10.3.2Процедура розрахунку на міцність трубопроводу з тріщиноподібним дефектом та прикладеною системою зовнішніх навантажень за двокритеріальним підходом передбачає визначення поточних значень довідкових напружень σrта КІН K1

10.3.3 Розрахунок довідкових напружень σrслід виконувати на основі моделі в'язкого руйнування труби з дефектом через визначення граничного навантаження в'язкого руйнування Pll. Рекомендована процедура отримання довідкових напруженьσrдля основних типів дефектівтрубопроводу наведена в Г.1, Г.2 (додаток Г).

В додатку Г наведено методики визначення параметра зменшення міцності (ПЗМ) α' (0 < α' ≤ 1) для тріщиноподібних (Г. 1, Г.2), тривимірних дефектів (Г.3) та дефектів форми (Г.4), на основі яких визначають довідкові напруженняσr.

10.3.4Розрахунок КІН слід здійснювати за методикою, наведеною в додатку Д. Якщо розрахунок тут не задовольняє вимогам точності або є занадто консервативним, розрахунок КІН проводять на основі наступних методів механіки руйнування: сингулярних інтегральних рівнянь, граничних інтегральних рівнянь, скінченних елементів, вагових функцій, апроксимаційних методів.

10.3.5Формули для розрахунку КІН K1труби з типовими осьовими та кільцевими тріщиноподібними дефектами приймаються згідно з додатком Д. Формули є апроксимацією даних, отриманих за методом скінченних елементів.

10.3.6Для даного рівня навантаження слід визначити конкретні значення K1(додаток Д) та σr(додаток Г). Координати точки А, що відображає фактичний стан міцності трубопроводу з дефектомна двокритеріальнійдіаграмі, визначають, як:


 

10.3.7 На ДОР наноситься відповідна точка A(S, KrA) (рисунок 1), що відповідає поточному

стану міцності трубопроводу з дефектом.

Якщо точка лежить нижче допустимої граничної кривої, умова міцності виконується, якщо вище, то трубопровід із дефектом не задовольняє критерію статичної міцності.

10.3.8 Коефіцієнт запасу міцності (КЗМ) слід визначати графічно або аналітично.

10.3.8.1 КЗМ nдля даної розрахункової точки А визначається графічно через відношення відрізків:

де А2 - точка перетину прямої ОА (променя навантаження) з граничною кривою ДОР.

10.3.8.2 Аналітичне визначення КЗМ nнаступне:

10.3.9 Трубопровід із дефектом вважається працездатним, а дефект безумовно допустимим закритерієм статичної міцності, якщо КЗМ більше допустимого значення, тобто nk.

10.3.10 Висновки та рекомендації за результатами розрахунку на статичну міцність трубопроводу з дефектом приймають відповідно до розділу 12. Визначення коефіцієнта запасу міцностідозволяє здійснити сепарацію дефектів за ступенем небезпеки і відповідно спланувати терміни іоб'єми подальших ремонтних робіт або визначитись із безпечними режимами експлуатації.

10.3.11 У разі невиконання умови міцності відповідно до 10.3.9 для розрахунку безпечного рівнянавантажень (внутрішній тиск) слід виконати вищенаведену процедуру 10.3.6 - 10.3.9, послідовнозменшуючи в розрахунку значення внутрішнього тиску. Внутрішній тиск, за якого умова міцностівиконується, вважається безпечним.

У разі невиконання умови статичної міцності і недоцільності зменшення внутрішнього тиску на заданій ділянці трубопроводу з дефектом слід скористатись розрахунком згідно з рівнем 2.

Рівень 2

10.3.14Слід проаналізувати напруження, що мають місце в трубопроводі. Якщо для деяких із них можна продемонструвати можливість їх постійної релаксації при збільшенні прикладених зовнішніх зусиль або моментів, то такі напруження можна віднести до вторинних згідно з 10.1.2.2, а). Коефіцієнт категорій для вторинних напружень i= k.

10.3.15Розрахунок на статичну міцність (визначення КЗМ) виконується за процедурою, аналогічною тій, що викладена для рівня 1, згідно з 10.3.6 - 10.3.9. У процедурах розрахунку довідковихнапружень σrта КІН відповідно до додатків Г, Д прикладені вторинні напруження слід зменшити(розділити) на коефіцієнт категорії напружень i, визначений згідно з 10.3.14.

10.3.16У разі невиконання умови статичної міцності згідно з 10.3.9 і недоцільності зменшеннявнутрішнього тиску на заданій ділянці трубопроводу з дефектом слід скористатись розрахунком, щорегламентується рівнем 3.

 

Рівень З

10.3.17 Процедура розрахунку на міцність труби з тріщиноподібним дефектом за двокритеріальним підходом передбачає визначення поточних значень еквівалентних напружень σекв таКІНК1.

10.3.18 Еквівалентні напруження σекввизначають із пружнопластичного аналізу зони дефекту

за методом скінченних елементів (МСЕ) з урахуванням мінімальної товщини стінки труби (нетто-товщина) tн= t-a.

Розрахунок еквівалентного напруження σеквполягає у визначенні параметра q, де σекв= σВ / q. Для розрахунку параметра qслід скористатись наступним алгоритмом:

  1. для пружно-пластичного розрахунку за МСЕ слід взяти до розгляду початкову частину (до2 % повної деформації) узагальненої діаграми деформування (зазвичай це експериментальнадіаграма розтягу матеріалу σ - ε);
  2. слід модифікувати діаграму, збільшивши значення напружень у кожній точці діаграми вz= σВ /σ2разів (σВ- границя міцності матеріалу, σ2- значення напруження, що відповідаєдеформації 2 %);
  3. здійснювати розрахунок напружено-деформованого стану в зоні дефекту за МСЕ з послідовним зменшенням у разів (j- номер ітерації) модифікованої узагальненої діаграми деформування, доти, поки хоча б в одній точці перерізу деформація не досягне граничного значення 2 %. Шукане значення параметра qдорівнюєна останній ітерації.

Розрахунок КІН K1  здійснюється згідно з 10.3.4 рівня 1 для тріщиноподібних дефектів.

10.3.19Координати точки А, що зображає фактичний стан міцності трубопроводу з дефектомна двокритеріальній діаграмі (рисунок 1), розраховують, як:

 

 

10.3.20Подальше визначення КЗМ здійснюється згідно з 10.3.8.1.

10.3.21Для даного рівня розрахунку використовують висновки про виконання/невиконанняумови статичної міцності згідно з 10.3.9, 10.3.10, а також висновки і рекомендації відповідно дорозділу 12.

10.4 Процедура розрахунку тривимірних дефектів

Рівень 1

10.4.1Вважається, що всі діючі в трубопроводі напруження є первинними згідно з 10.1.2.1, б).Коефіцієнт, що визначає категорію напружень i= 1.

10.4.2Процедура розрахунку на міцність трубопроводу з трьохвимірним дефектом та прикладеною системою зовнішніх навантажень передбачає визначення поточного значення довідковогонапруженняσrза методом граничного пластичного аналізу.

10.4.3Процедура отримання довідкових напружень σrдля основних тривимірних дефектів трубопроводу виконується згідно з Г.3 (додаток Г). У розрахунку σrслід враховувати коефіцієнт категорії напружень, що встановлюється згідно з 10.4.1.

10.4.4 КЗМ визначається як

10.4.5 У разі невиконання умови статичної міцності згідно з 10.3.9 і недоцільності зменшення внутрішнього тиску на заданій ділянці трубопроводу з дефектом слід скористатись розрахунком,передбаченим для рівня 2.

Рівень 2

10.4.6 Слід проаналізувати напруження, що мають місце в трубопроводі. Якщо для деяких із них можна продемонструвати можливість їх постійної релаксації при збільшенні прикладених зовнішніх зусиль або моментів, то такі напруження можна віднести до вторинних згідно з 10.1.2.2, б).Коефіцієнт категорій для вторинних напружень i = k.

10.4.7 Процедура розрахунку довідкового напруження σr виконується згідно з 10.4.1 - 10.4.5 рівня 1. У цьому розрахунку прикладені вторинні напруження слід зменшити шляхом ділення на накоефіцієнт категорії напружень i, визначений відповідно до 10.4.6.

10.4.8 КЗМ визначається згідно з формулою (15)

10.4.9В разі невиконання умови статичної міцності згідно з 10.3.9 і недоцільності зменшення внутрішнього тиску на заданій ділянці трубопроводу з дефектом слід скористатись розрахунком, що регламентується рівнем 3.

Рівень 3

10.4.10 Процедура розрахунку на міцність труби з тривимірним дефектом передбачає визначення поточного значення еквівалентного напруження σеквяке визначається згідно з 10.3.18.

10.4.11 КЗМ визначається, як

10.4.12 Для даного рівня розрахунку використовують висновки про виконання/ невиконання умови статичної міцності згідно з 10.3.9, 10.3.10, а також висновки та рекомендації відповідно до розділу 12.

10.5 Процедура розрахунку дефектів форми

Рівень 1

10.5.1 Слід проаналізувати напруження, що мають місце в трубопроводі. Для первинних напружень коефіцієнт категорії напружень i= 1. Якщо такі напруження можна віднести до вторинних згідно з 10.1.2.2, б), коефіцієнт категорії напруженьi= k.

10.5.2 Розрахунок слід проводити в рамках аналітичних моделей теорії пружності з урахуванням коефіцієнта категорій напружень згідно з 10.5.1. Процедура розрахунку полягає у визначенні параметра зменшення міцності (ПЗМ) з подальшим визначенням еквівалентних напружень за формулою:

деσН-номінальні окружні напруження σθзгідно з (1) або номінальні осьові напруження σх згідно з (3). Для дефекту типу "вм'ятина" або "забоїна" у формулі (17) слід використовувати номінальні окружні напруження, а для дефектів типу "неспіввісність", "різнотовщинність" - номінальні осьові напруження.

10.5.3 Методики визначення ПЗМ для деяких дефектів форми наведені в додатку И.

10.5.4 Коефіцієнт запасу міцності nвизначається згідно з 10.4.11.

10.5.5 У разі невиконання умови статичної міцності згідно з 10.3.9 і недоцільності зменшення внутрішнього тиску на заданій ділянці трубопроводу з дефектом слід скористатись розрахунком, що регламентується рівнем 2.

Рівень 2

10.5.6 Розрахунок слід проводити згідно з 10.4.6 - 10.4.8 рівня 2 для "тривимірних дефектів".

10.5.7 Процедура отримання довідкових напружень σr  для основних дефектів форми трубопроводу наведена відповідно до Г.4. Під час розрахункуσ r  слід враховувати коефіцієнти категорій напружень, що визначаються згідно з 10.5.1.

10.5.8 У разі невиконання умови статичної міцності згідно з 10.3.9 і недоцільності зменшення внутрішнього тиску на заданій ділянці трубопроводу з дефектом слід скористатись розрахунком згідно з рівнем 3.

Рівень 3

10.5.9 Розрахунок слід проводити згідно з 10.4.10 -10.4.12 рівня 3 для "тривимірних дефектів".

10.6 Особливості розрахунку трубопроводів з тріщиноподібними дефектами в зварних з'єднаннях

10.6.1 Зварні з'єднання трубопроводів мають наступні особливості, які слід враховувати в розрахунках на міцність:

-відмінність фізико-механічних характеристик зварного шва і основного металу труби;

-наявність концентрації напружень в районі зварного шва через його геометричну форму;

-наявність залишкових термічних напружень з урахуванням їх релаксації.

10.6.2У розрахунках можуть використовуватись як фізико-механічні характеристики основного металу, так і металу зварного з'єднання. Якщо метал зварного з'єднання має кращі фізико-механічні характеристики в порівнянні з основним металом, то в розрахунках слід використовуватихарактеристики основного металу (використовують гірші показники із двох).

10.6.3 Для зон зварних з'єднань при визначенні характеристики матеріалу - критичного КІН -слід користуватись емпіричною залежністю згідно з додатком Б.

10.6.4 Оскільки залишкові напруження зварного шва не впливають на величину довідкових напруженьσ r,а схематизація тріщиноподібних дефектів у зварному шві аналогічна схематизації тріщиноподібних дефектів в основному металі згідно з 7.2.10, тому методики визначенняσ r для тріщиноподібних дефектів у зварних з'єднаннях (рисунки В. 17.1 -В.28.1) аналогічні методикам, що стосуються дефектів в основному металі відповідно до додаткуа Г.

10.6.5 Концентрація напружень та залишкові напруження в зоні зварного шва є додатковиминавантажувальними факторами при визначенні поточного значення КІН. Якщо виміряні неруйнівними методами залишкові напруження зварного шва в окремих точках перевищують значення 80% від величини границі текучості, така ділянка не допускається до подальшої експлуатації до вжиття заходів із її розвантаження. Заходи з розвантаження визначає експерт. Методики визначення КІН для труби з тріщиноподібними дефектами у зварному шві з урахуванням зазначенихфакторів наведені в додатку Е.

10.6.6 Тривимірні дефекти зварювання, такі як непровар, пора, шлакові включення, підріз (рисунки В.25 - В.28) у залежності від осьової або кільцевої орієнтації схематизують як осьові або кільцеві тріщини згідно з умовою 7.1.3 і розраховують за методиками, що прийняті для тріщин.

10.7 Для трубопроводів, що були в експлуатації, обов'язкове експериментальне визначення критичного КІН Κlcабо ударної в'язкості KCVматеріалу, твердості за Бринелем, границі міцності і границі текучості. Розрахунок на статичну міцність слід здійснювати за поточними значеннями цихпараметрів, наведених у протоколах контролю, оформлених випробувальними лабораторіямизгідно з 13.1.

10.8 Приклади розрахунку ділянки трубопроводу з дефектом наведені у додатку К.

11 РОЗРАХУНОК ДОВГОВІЧНОСТІ

11.1Для прийняття обгрунтованих рішень відносно терміну подальшої експлуатації трубопроводу, порядку та обсягів проведення ремонтних робіт, встановлення придатних термінів до найближчих діагностичних обстежень або експлуатаційного моніторингу параметрів, що є критичними, після розрахунку на статичну міцність слід провести розрахунок довговічності для дефектів згідно з 12.1.2 або 12.1.3.

11.2 При розрахунку довговічності встановлюється коефіцієнт запасу міцності за довговічністю, який дорівнює 2. Тоді довговічність удвічі менша за розрахункову довговічність. Метод визначеннярозрахункової довговічності регламентується згідно з 11.3, 11.4.

11.3 Розрахунок довговічності полягає у перевірці виконання умови переходу труби з дефектом у критичний стан за максимальних робочих параметрів навантажувань та врахування швидкості росту дефектів з плином часу (зміни розмірів дефекту), деградації механічних характеристик матеріалу. Розрахункова довговічність визначається мінімальним проміжком часу від поточного стану до кінцевого, який відповідає руйнуванню труби з дефектом, тобто n= 1.

11.4 У разі, коли умова статичної міцності при розрахунку довговічності виконується безумовно, довговічність визначається як проміжок часу від поточного стану до кінцевого, за який дефект проросте на глибину до 80 % від товщини стінки труби в зоні дефекту.

11.5 Для розрахунку довговічності беруть до уваги наступні пошкоджувальні фактори, що зплином часу погіршують стан трубопроводу:

-деградація механічних властивостей матеріалу;

-корозійне ураження;

-стрес-корозія;

-циклічне навантажування.

11.6 Для пошкоджувального фактора "деградація механічних властивостей матеріалу" слідвстановити закон зміни з часом параметрів, визначених згідно з 6.1. Для фактора "корозійнеураження" слід визначити швидкості корозії в різних напрямках конструкції; для фактора "стрескорозія" та "циклічна втома" слід визначити швидкість росту тріщиноподібного дефекту. Обробкуекспериментальних даних вищевказаних параметрів слід проводити аналогічно процедурі визначення швидкості корозії згідно з ДСТУ 4046.

11.7 Для розрахунку довговічності слід використовувати консервативні аналітичні або експериментальні залежності швидкостей розвитку пошкоджень у матеріалі від зазначенених факторів.При цьому перевагу надають експериментальним залежностям. Рекомендовані способи визначення швидкостей

розвитку дефекту або пошкоджень у матеріалі наведені в додатку Ж.

11.8 Розрахунок довговічності виконується з урахуванням максимально допустимих значеньпараметрів, а також для поточних значень параметрів на момент часу, для якого виконується розрахунок, з урахуванням прогнозованих розмірів дефекту згідно з додатком Ж.

11.9 У разі одночасної дії на матеріал декількох пошкоджувальних факторів, таких як корозійне ураження, стрес-корозія або циклічне навантажування їх можна розглядати незалежно один від одного. Отримані кількісні значення параметрів пошкоджуваності слід підсумовувати. Пошкоджувальний фактор, такий як "деградація механічних властивостей матеріалу", розглядається одночасно з іншими пошкоджу

вальними факторами.

11.10 Для отримання консервативних рішень у розрахунках слід використовувати такі значення параметрів, що відповідають найбільш несприятливим умовам експлуатації, або найбільшій швидкості розвитку пошкоджень.

12 ВИСНОВКИ ТА РЕКОМЕНДАЦІЇ

Для прийняття обгрунтованих висновків щодо терміну подальшої експлуатації ділянки трубопроводу, заходів для забезпечення безпечної експлуатації та обсягу ремонтних робіт використовують результати розрахунку на статичну міцність і довговічність.

12.1Висновки та рекомендації за результатами розрахунків на статичну міцність

12.1.1На ДОР (рисунок 2) зображено області, за якими дефекту призначають певну категорію небезпеки. На ДОР визначається точка, що відповідає стану міцності даного дефекту згідно з 10.2. У залежності від ії розташування в одній з областей робиться висновок про категорію небезпеки даного дефекту.

Висновки та ступінь небезпеки дефектів із рекомендаціями за результатами розрахунку на статичну міцність представлені в таблиці 2.

 

Таблиця 2 - Категорії дефектів та управлінські рішення

Категорія

пошкодження

Категорія

дефекту

Рішення

Легка

Незначний

Ремонт не обов'язковий. Провести розрахунок на довговічність у термін до 12 місяців. За рівнем довговічності призначити спостереження за дефектом

Середня

 

 

Помірний

У термін до 6 місяців провести розрахунок на довговічність та виконати ремонтні роботи для переведення дефекту в категорію "дефект незначний" або понизити тиск у трубопроводі до значень ≤0,9 Рmaxабонижче, який повинен бути розрахований. Як виняток -обмежений термін експлуатації з першим моніторингом через 6 місяців, один раз на рік

Значний

У термін до двох місяців вжити заходів щодо усунення дефекту або переведення дефекту в категорію "дефект помірний". Як виняток -обмежений термін експлуатації з першим моніторингом через 2 місяці, 2 рази на рік

Важка

Критичний

Виконати ремонтні роботи з усунення дефекту; зменшити тиск до безпечних значень; зупинка експлуатації трубопроводу

 

12.1.2 Трубопровід із дефектом вважається працездатним, а дефект допустимим за критеріямистатичної міцності, якщо коефіцієнт запасу міцності (КЗМ) n, визначений відповідно до розділу 10, задовольняє нерівності

nk(k- допустимий КЗМ згідно з формулою (6).

Висновок повинен містити наступні фрази: категорія пошкодження легка, дефект незначний; експлуатація ділянки трубопроводу з даним дефектом за умови сталості його розмірів допускається; ремонт не обов'язковий, провести розрахунок на довговічність, за дефектом встановити спостереження.

Розрахунки довговічності для цієї групи дефектів мають довідковий характер. Їх слід розглядати узагальнено з метою їх використання в аналізі безпечної експлуатації, планування термінів та обсягів проведення технічного діагностування.

12.1.3 Трубопровід із дефектом вважається умовно непрацездатним, а дефект умовно недопустимим за критеріями статичної міцності, якщо КЗМ знаходиться в діапазоні 1,1 ≤n< k. Виникаєситуація, коли руйнування конструкції не передбачається, однак за даним стандартом з урахуванням системи коефіцієнтів надійності дефект вважається недопустимим.

12.1.3.1 Для дефекту цієї категорії, якщо КЗМ знаходиться в діапазоні 1,1σВТ  ≤ n < k, висновок повинен містити наступні фрази: категорія пошкодження середня, дефект помірний, у терміндо шести місяців провести розрахунок на довговічність та виконати ремонтні роботи для переведення дефекту в категорію "дефект незначний" або понизити тиск у трубопроводі до значень0,9Ртах або нижче, який повинен бути розрахований. Як виняток - обмежений термін експлуатації, з першим моніторингом через 6 місяців, 1 раз на рік.

12.1.3.2 Для умовно недопустимого дефекту, якщо коефіцієнт запасу міцності знаходиться в діапазоні 1,1≤ n < 1,1σΒ/σΤ, висновок повинен містити наступні фрази: категорія пошкодження середня, дефект значний, у термін до двох місяців вжити заходів щодо усунення дефекту або переведенню дефекта в категорію "дефект помірний". Як виняток - обмежений термін експлуатації,з першим моніторингом через два місяці, 2 рази на рік.

12.1.3.3 Надати інформацію, яким саме шляхом переводять дефект в іншу категорію: за рахунок зменшення тискуабо виконання ремонтних робіт.

12.1.3.4 Розрахунок довговічності для кожного з умовно недопустимих дефектів має бутиокремий. Для кожного дефекту слід скласти індивідуальний план із технічного моніторингу, діагностичного дослідження або ремонту, які слід провести в термін до шести місяців.

12.1.4 Трубопровід із дефектом вважається непрацездатним, а дефект безумовно недопустимим, якщо коефіцієнт запасу міцності n< 1,1. Висновок повинен містити наступні фрази: категоріяпошкодження важка, дефект критичний, виконати ремонтні роботи з усунення дефекту; зменшититиск до безпечних значень; зупинка експлуатації трубопроводу.

12.1.5Для обчислення рівня допустимого внутрішнього тиску в разі невиконання умови міцності згідно з 12.1.3 - 12.1.4 розрахунок безпечного рівня навантажень (внутрішній тиск, зовнішні навантаження) виконують за процедурою згідно з 10.3 - 10.6, послідовно зменшуючи в розрахунку значення внутрішнього тиску. Внутрішній тиск, за якого умова міцності виконується, вважаєтьсябезпечним.

12.1.6 За умови наявності на ділянці дефектів різних категорій пошкодження висновок проділянку робиться для дефекту, який відноситься до більш небезпечної категорії.

12.2 Висновки та рекомендації за результатами розрахунку на довговічність

12.2.1 Рекомендації щодо терміну подальшої експлуатації ділянки трубопроводу приймаються на основі розрахунку довговічності для кожного виявленого під час технічної діагностики дефекту з урахуванням обсягу виконаних на цій ділянці ремонтних робіт. Рішення оформляється у вигляді звіту.

12.2.2 Висновки та рекомендації щодо терміну подальшої експлуатації труби з дефектомприймають за результатами розрахунку довговічності, причому слід розрізняти випадки, колидовговічність може і не може бути коректно зпрогнозована.

12.3 Довговічність може бути коректно прогнозована

12.3.1 Якщо для кожного дефекту ділянки трубопроводу, де проводилась технічна діагностика і розрахунки, виконуються умови згідно з 12.1.2. Проведений аналіз довговічності для кожного дефекту за розділом 11 прогнозує довговічність Т> 5 років. Подальша експлуатація ділянки виконується в звичайному режимі з плановими заходами контролю, діагностики і моніторингу, які встановлюються чинними документами на технічне обслуговування та експлуатацію.

12.3.2 Якщо для кожного дефекту ділянки трубопроводу, де проводилась технічна діагностика і розрахунки, виконуються умови згідно з 12.1.2, а проведений аналіз довговічності всіх невідремонтованих дефектів за процедурою, викладеною в розділі 11, прогнозує довговічність Т < 5 років, подальша експлуатація цієї ділянки дозволяється на Т років.

12.3.3 Для продовження експлуатації трубопроводу після завершення терміну, визначеного відповідно до 12.3.1 або 12.3.2, потрібно провести технічне діагностування трубопроводу та оцінку дефектів за даним стандартом. За результатами оцінки у технічному звіті треба довести, що технічний стан магістрального трубопроводу впродовж попереднього періоду дії пошкоджувальних факторів не досяг граничного стану, проаналізувати фактори, що можуть вплинути на ріст існуючих або утворення нових дефектів і на підставі цього призначити термін подальшої експлуатації.

12.4 Довговічність не може бути коректно прогнозована

12.4.1 Якщо ділянка трубопроводу вичерпала термін експлуатації, визначений проектною документацією, і для неї не можуть бути достовірно встановлені пошкоджувальні фактори, на ділянці потрібно провести технічне діагностування наступних найбільш небезпечних зон:

-ділянки з відхиленнями проекту від чинних НД;

-ділянки з дефектами;

-ділянки в складних геокліматичних умовах;

-криволінійні ділянки;

-ділянки найбільшої навантаженості;

-ділянки з відхиленнями у системах катодного захисту.

Технічне діагностування проводиться для виявлення дефектів та відхилень від проектних показників, здійснення оцінок стану міцності або встановлення постійного моніторингу діагностичними системами контролю.

12.4.2Прогнозування довговічності ділянки трубопроводу, на якій були проведені обстеження не в повному обсязі відомих пошкоджувальних факторів, слід виконувати за окремими методиками з використанням статистичного та ймовірнісного аналізу (ДСТУ 4046).

12.5Труби з поверхневими осьовими або кільцевими дефектами, відносна глибина яких більше 80 % від товщини стінки, не допускаються до експлуатації (НПАОП 60.3-1.03-04).

13 ОФОРМЛЕННЯ РЕЗУЛЬТАТІВ РОЗРАХУНКІВ

13.1 Необхідні вимоги до змісту протоколів обстежень - згідно з ДСТУ ISO/IEC17025.

13.2 Результати розрахунків викладають у вигляді науково-технічного звіту (далі - звіту) згідно з ДСТУ 3008 та цим стандартом.

13.3 Звіт із розрахунками повинен складатись з наступних розділів:

-вступ;

-вихиднівихідні дані до розрахунку;

-результати розрахунку;

-висновки.

13.4У вступі повинна бути наведена загальна інформація про об'єкт дослідження у вигляді пояснювальної записки до розрахунку, а саме:

-реквізити трубопроводу та підстава для виконання розрахунків;

-загальні дані про діагностичні обстеження (об'єм, способи тощо);

-режими експлуатації, статистика виявлених дефектів тощо.

13.5Вихідні дані до розрахунку повинні містити:

-протоколи або витяги з протоколів діагностичних обстежень трубопроводу з зазначенням виявлених дефектів, їх місцезнаходження, схематизації та основних розмірів;

-назву матеріалу труб, їх розкладку на досліджуваній ділянці, механічні характеристики матеріалів труб за даними експериментальних досліджень або сертифікатів;

-моделі пошкоджуваності матеріалу, прийняті для розрахунку довговічності;

-основні навантажувальні фактори (внутрішній тиск, сили, моменти, можливий перепад температур тощо);

-характеристики труби (фактичні значення товщини стінки, категорія трубопроводу, коефіцієнти надійності);

-у разі виконання розрахунку за другим або третім рівнем - обгрунтування необхідності його виконання та зазначення основних параметрів розрахунку (класифікація напружень, побудова розрахункової схеми в рамках МСЕ тощо).

13.6Результати можуть бути представлені у вигляді короткого, повного та узагальненого звітів.

13.6.1 Короткий звіт повинен містити в табличному вигляді вихідні дані про дефект, його місцезнаходження на трубопроводі, результати розрахунку на статичну міцність (КЗМ), категорію дефекту (табл. 2), максимально допустимий тиск для даної ділянки, висновки, рекомендації та дані про розрахункову довговічність.

13.6.2 Повний звіт повинен містити по кожному дефекту інформацію про всі вхідні дані, перелічені згідно з 13.5, а також результати розрахунку з визначенням довідкового напруження, коефіцієнта інтенсивності напружень (для тріщин), допустимого і КЗМ, а також двокритеріальну діаграму з нанесеною на неї точкою, що відповідає поточному напруженому стану труби з дефектом, категорію дефекту (табл. 2), результати розрахунку довговічності, рекомендації відповідно до розділу 12.

13.6.3 В узагальненому звіті наводиться інформація про кількість дефектів певної категорії в залежності від поздовжньої кілометрової координати трубопроводу або пікетажу. Цей протокол може також містити дані про значення довговічності для дефектів, що на момент розрахунку є допустимими.

13.7За результатами розрахунків формулюють висновки та рекомендації щодо обсягів та послідовності виконання ремонтних робіт.

 

14 ВИМОГИ БЕЗПЕКИ ТА КВАЛІФІКАЦІЇ ПЕРСОНАЛУ

14.1 Роботи з діагностичного обстеження виконують фахівці, атестовані згідно з НПАОП 0.00-6.14-97"Порядок сертифікації персоналу з неруйнівного контролю".

14.2 Отримання даних для розрахунків під час діагностичного обстеження виконують згідно з НПАОП 60.3-1.03-04 "Правила безпечної експлуатації магістральних газопроводів", НПАОП 60.3-1.35-03 "Правила безпеки під час будівництва та реконструкції магістральних трубопроводів".

14.3 Експериментальні випробування здійснюються в лабораторіях, що відповідають вимогам згідно з ДСТУ ISO/IEC17025-2001 "Загальні вимоги до компетентності випробувальних та калібру вальних лабораторій".


ДОДАТОК А

(довідковий)

 

МЕХАНІЧНІ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРІАЛУ ТРУБ

 

1Нормативні значення механічних характеристик сталевих труб представлені в таблиці А.1.

Таблиця А.1- Нормативні значення механічних характеристик сталевих труб за станом постачаня

Марка сталі / технічні умови (D, мм; σн, мм;р, МПа)

σВ.МПа

σТ, МПа

,%

Ударна в'язкість KCV, Дж/см2 (температура, °С)

Постачальник, стан постачання

1

2

3

4

5

6

10Г2Т, 10Г2БТ/ТУ 14-3-1512-87 (1420; 15,7; 7,4*)

588

461

20

78,4 (мінус 15)

Прямошовні зі сталі контрольованої прокатки

10Г2ФБ/ТУ 14-1434-87 (1420; 15,7; 7,4*)

(1420; 18,7; 7,4*)

588 588

441 441

20 20

78,4 (мінус 15) 78,4 (мінус 15)

Те саме

Х70****/ТУ 14-3-1450-87 (1420; 18,7; 7,4*) Х70****/ТУ 14-3-995-81 (1420; 15,7; 7,4*)

558,7 588,7

441 441,3

20 20

78,4 (мінус 15) 78,4 (мінус 15)

— » —

09Г2ФБ, 08Г2ФЮ/ ТУ 14-3-741-78 (1420; 16,8; 7,4*)

549,2

421

19

78,4 (мінус 15)

— » —

17Г1С-У/ТУ 14-3-1698-90 (1020; 9,6-15,2; 5,7-7,4***) (1220; 9,6-15,2; 5,7-7,4***)

510 510

360 360

20 20

29,4 (мінус 15) 29,4 (мінус 15)

— » —

13Г2АФ/ТУ 14-3-1425-86 (для нафтопроводів)

(820; 8-12; 5,7)

(720; 8-10; 5,7)

530 530

363 363

20 20

29,4 (мінус 5) 29,4 (мінус 5)

— » —

17ГС/ ТУ 14-3-1270-84 (530; 7-10; 7,4***)

510

353

220

29,4 (0)

— » —

Сталі згідно з ГОСТ 19282-73 (820, 530; 5-12; 5,7)

ГОСТ 20295-85***)

490-588

343-412

20

Не визначено

Спіралешовні, пря-мошовні з вуглецевих низьколего-ваних гарячекатаних листових і рулонних сталей

13ГС/ ТУ 14-3-1344-85 (1020; 10; 5,4***)

(1020; 11,1; 5,4***) (1020; 9,5; 5,4***)

(1020; 10,5; 5,4***)

510 510 539 539

363 363 402 402

20 20 20 20

29,4 (0) 29,4 (0) 29,4 (0) 29,4 (0)

Прямошовні з листової сталі контрольованої прокатки

17Г1С-У/ ТУ 14-3-1424-86 (1020; 9,6-14,9; 5,4***)

510

363

20

39,6 (мінус 40)

Прямошовні з тер-мообробленої лис-тової сталі контро-льованої прокатки

13Г2АФ/1020; 9,2-14,3

530

363

20

39,4 (мінус 60)

Те саме

09Г2ФБ, Х70**** / ТУ 14-3-1363-85 (1420; 15,7; 7,4*)

588,7

441

20

78,4 (мінус 15)

Спіралешовні з листової низьколего-ваної сталі контрольованої прокатки


Кінець таблиці А.1

Марка сталі / технічні умови (D, мм;σн, мм; р, МПа)

σВ,

МПа

 σТ, МПа

δ,%

Ударна в'язкість KCV, Дж/см2 (температура, °С)

Постачальник, стан постачання

1

2

3

4

5

6

17Г1С/ТУ14-3-721-78

(1220; 10,5-1 2,5; 5,4-6,3**) (1220; 12; 5,4-6,3**)

(1020; 9-12; 5,4-6,3**) (1020; 10-12; 5,4-6,3**)

(820; 8-10; 5,4-6,3**)

588,7 510 588,7 510 588,7

412 362 412 326 412

20 21 20 21 20

39,2 (мінус 15) 39,2 (мінус 15) 29,4 (мінус 15) 29,4 (мінус 15) 29,4 (мінус 15)

- » -Термооброблена Без термообр. Термооброблена Без термообр. Термооброблена

*       дані для труб з коефіцієнтом надійності по матеріалу k = 1,34;

**     дані для труб з коефіцієнтом надійності по матеріалу k = 1,4;

***    дані для труб з коефіцієнтом надійності по матеріалу k = 1,47;

****   імпортна марка сталі.


ДОДАТОК Б

(довідковий)

 

ВИЗНАЧЕННЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРІЩИНОСТІЙКОСТІ К

ЧЕРЕЗ ЗНАЧЕННЯ УДАРНОЇ В'ЯЗКОСТІ

 

Б.1В разі наявності експериментальної залежності ударної в'язкості KCVабо енергії руйнування Ucвід температури для визначення характеристики тріщиностійкості матеріалу - критичного КІН (К) - можна скористатись наступною послідовною процедурою.

Б.1.1 Для матеріалу труби слід побудувати експериментальну залежність енергії руйнування Uc(Дж) від температури (°С) (рисунок Б.1, а), що отримана на стандартних зразках з V-подібним надрізом (ГОСТ 9454).

На осі абсцис помічають точку Т 28, що відповідає значенню Uc= 28 Дж.

Б.1.2Розраховують дискретні значення Кчерез відповідні значенняUcдля  конкретної температури за наступною формулою:

 

де розмірність енергії руйнування слід брати в Дж.

Б.1.3Будують графічну залежність отриманих значень К (МПа·) від температури (крива 1, рисунок Б.1, б).

Температурі, що відповідає точці з абсцисою Т= Т28, ставлять у відповідність значення К=

100 МПа (рисунок Б.1, б).

Б.1.4Обчислюють значення температури Т= Т100згідно з формулою:

 

 

Б.1.5Зміщують паралельно осі обсцис графік К - Т (крива 1, рисунок Б.1, б) до перетину з точкою з координатами К= 100 і Т= Т100(крива 2, рисунок Б.1, б). Крива 2 є шуканою залежністю КІС від температури для заданого матеріалу труби.

Б.1.6Конкретні значенняКслід визначати графічно, використовуючи криву 2.

Б.1.7При визначенні характеристики тріщиностійкості матеріалу - критичного КІН - для зон зварних з'єднань можна скористатись наступною емпіричною залежністю, що зв'язує ударну в'язкість KCVза даної температури з величиною К:

 

(Б.3)

  


Рисунок Б.1- Схема побудови емпіричної залежності Квід температури за експериментальними даними енергії руйнування


ДОДАТОК В

(обов'язковий)

 

ДЕФЕКТИ ТРУБОПРОВОДІВ ТА ЇХ СХЕМАТИЗАЦІЯ

 

В.1Дефекти трубопроводів

В.1.1 Дефекти суцільності матеріалу

Тріщина. Схематизація тріщиноподібних дефектів згідно з рисунками В.1.2- В.8.2, В.17.2 - В.24.2 таблиці В.1.

Закат. Схематизація згідно з рисунком В.9.2 таблиці В.1.

Розшарування. Схематизація згідно з рисунком В.9.2 таблиці В.1.

Риска, подряпина. Схематизація згідно з рисунком В.10.2 таблиці В.1.

Задертість, раковина. Схематизація згідно з рисунком В.11.1таблиці В.1.

Пузир. Схематизація згідно з рисунком В.12.1 таблиці В.1.

Включення. Схематизація згідно з рисунком В.3.1, В.7.1 таблиці В.1.

Міжкристалітна корозія. Схематизація згідно з рисунками В.1.2- В.8.2, В.17.2 - В.24.2 таблиці В.1.

Свищ. Схематизація згідно з рисунками В.4.2, В.8.2 таблиці В.1.

Непровар. Схематизація згідно з рисунком В.25.1 таблиці В.1.

Пора. Схематизація згідно з рисунком В.26.1 таблиці В.1.

Шлакове включення. Схематизація згідно з рисунком В.27.1 таблиці В.1.

Підріз. Схематизація згідно з рисунком В.28.1 таблиці В.1.

Задертість. Схематизація згідно з рисунком В.11.1таблиці В.1.

В.1.2Дефекти корозійні

Суцільна корозія. Схематизація згідно з рисунком В. 13.2 таблиці В.1.

Місцева корозія. Схематизація згідно з рисунком В.14.2 таблиці В.1.

Пітінгова корозія. Схематизація згідно з рисунком В.15.1 таблиці В.1.

Місцева корозія з піттінговими виразками. Схематизація згідно з рисунком В.16.1 таблиці В.1.

В.1.3Дефекти форми

Найбільш розповсюдженими дефектами форми трубопроводів є:

Згин (викривлення геометрії). Схематизація не використовується.

Забоїна. Схематизація згідно з рисунком В.29.2 таблиці В.1.

Вм'ятина. Схематизація згідно з рисунком В.30.2 таблиці В.1.

Неспіввісність. Схематизація згідно з рисунком В.32.2 таблиці В.1.

Різнотовщинне з'єднання. Схематизація згідно з рисунком В.31.2 таблиці В.1.

В.1.4 Можна використовувати альтернативну класифікацію дефектів за стандартами [8 - 10].

В.2 Схематизація поодиноких дефектів

Підповерхневий тріщиноподібний дефект слід вважати еліптичною тріщиною, поверхневий дефект - напівеліптичною тріщиною, наскрізний дефект - плоскою прямокутною областю згідно з таблицею В.1. Основними характеристиками схематизації є параметри: глибина , півдовжина І, проща S, мінімальна відстань до вільної поверхні hі мінімальна відстань між дефектами f.

Підповерхневі дефекти

В.2.1 Відома максимальна площа підповерхневого дефекту S. За формою дефект вважають еліпсом з півосями:,  і  Мала піввісь проводиться перпендикулярно до найближчої вільної поверхні на відстані hвід неї.

В.2.2Відомі площа дефекту Sта величина його максимального лінійного розміру L. За формоюдефект вважають еліпсом з півосями: l=L/2.

В.2.3 Відомі максимальний лінійний розмір дефектуLі глибина Н. За формою дефект вважаютьеліпсом з півосями:  = Н/2,l= L/2.

В.2.4Дефекти, для яких виконується умова a/ h> 9, слід розглядати як поверхневі.

В.2.5Дефекти, для яких виконується умова > 0,8t(t- товщина стінки труби), слід розглядатияк наскрізні.

Поверхневі дефекти

В.2.6Відома максимальна площа поверхневого дефекту S. За формою дефект вважають півеліпсом із півосями: і. Якщо дефект віднесений до поверхневоговідповідно до розділу 7, то приймається:,.Малу піввісь  слід проводити  перпендикулярно до вільної поверхні.

В.2.7Відомі площа дефекту Sта величина його лінійного розміру вздовж вільної поверхні L.Дефект слід розглядати як півеліптичну тріщину з півосями: а= 1,45 S/L,  / = L/2. Якщо дефект віднесений до поверхневого відповідно до розділу 7, то приймається: а= 1,45 S/L+ 1,27h.

Якщо а>l,слід приймати а= l= 0,85 . У випадку віднесення дефекту до поверхневого відповідно до розділу 7 а= І= 0,85.

В.2.8 Відомі максимальний лінійний розмір дефекту Lі глибина Н. Дефект слід розглядати як напівеліптичну тріщину з півосями: а = Н, І = L/2. Якщо дефект віднесений до поверхневого відповідно до розділу 7, тоді а = Н + h.

У випадку а > lслід приймати а = / = 0,8 . У випадку віднесення дефекту до поверхневого відповідно до розділу 7 а= l= 0,8.

В.2.9Якщоа> 0,8 t(t- товщина стінки труби), поверхневий дефект слід розглядати як наскрізний.

Наскрізні дефекти

В.2.10Виникнення наскрізних дефектів у трубопроводі і, як наслідок, порушення герметичності конструкції класифікується як відмова, що вимагає негайного ремонту ділянки трубопроводу. Розрахунки з такими дефектами слід розглядати як такі, що носять допоміжний характер. Вониможуть здійснюватись при визначенні можливості виникнення течії перед руйнуванням, а також дляоцінки стану міцності та вибору способу ремонту трубопроводу. Наприклад, у випадку отриманнякритичних розмірів наскрізних дефектів рекомендується повна вирізка ділянки трубопроводу, щомістить дефект.

В.2.11Наскрізні тріщиноподібні дефекти схематизують як прямокутну тріщину і характеризують довжиною 21.

В.2.12Якщо дефекти неможливо ідентифікувати згідно з додатком В, схематизацію дефектівдозволяється здійснювати за правилами, викладеними у ВРД 39-1.10-004-99 [11].

В.2.13Довговічність наскрізних дефектів не розраховується згідно з 5.4.10.

В.З У випадку складного профілю дефекту за необхідності виконання більш точного розрахунку схематизацію просторових дефектів трубопроводів дозволяється виконати за стандартом [12].


 

 

 

 

 

Таблиця В.1- Класифікація і схематизація дефектів трубопроводу

 

Дефекти

Схематизація

Тріщиноподібні дефекти

Осьовий поверхневий дефект зовнішньої поверхні

Рисунок В. 1.1

Осьова поверхнева півеліптична тріщина зовнішньої поверхні

Рисунок В. 1.2

 

Осьовий поверхневий дефект внутрішньої поверхні

Рисунок В. 2.1

Осьова поверхнева півеліптична тріщина внутрішньої поверхні

Рисунок В.2.2

Осьовий підповерхневий дефект

Рисунок В. 3.1

Осьова підповерхнева еліптична тріщина

Рисунок В.3.2

 

Осьовий наскрізний дефект

Рисунок В. 4.1

Наскрізна тріщина

Рисунок В.4.2


Продовження таблиці В.1

Дефекти

Схематизація

Кільцевий поверхневий дефект зовнішньої

поверхні

Рисунок В. 5.1

Кільцева поверхнева півеліптична тріщина зовнішньої поверхні

І

Рисунок В.5.2

Кільцевий поверхневий дефект внутрішньої поверхні

Рисунок В.6.1

Кільцева поверхнева півеліптична тріщина внутрішньої поверхні

Рисунок В.6.2

Кільцевий підповерхневий дефект

Рисунок В. 7.1

Кільцева підповерхнева еліптична тріщина

І

 Рисунок В.7.2

Кільцевий наскрізний дефект

І

І

Рисунок В. 8.1

Кільцева наскрізна прямокутна тріщина

 

Рисунок В. 8. 2


Продовження таблиці В.1

Дефекти

Схематизація

Закат, розшарування

Рисунок В.9.1

Тривимірний паралелепіпед, еліпсоїд

Рисунок В.9.2

Риска, подряпина

Рисунок В. 10.1

Осьова поверхнева півеліптична тріщина

Рисунок В. 10. 2

Задертість, раковина

Рисунок В. 11.1

 

Тривимірний паралелепіпед, еліпсоїд

 

 

 

 

 

 

 

Схематизація згідно з рисунком В.9.2

 

Рисунок В. 12.1

 

Підповерхнева осьова або кільцева тріщина

 

 

 

Схематизація згідно з рисунками В.17.2, В.23.2


Продовження таблиці В.1

Дефекти

Схематизація

Корозійні дефекти

 

Суцільна рівномірна корозія

Рисунок В. 13.1

Стоншення стінки труби

І

 

Рисунок В. 13.2

Місцева корозія

Рисунок В. 14.1

Одночасний розгляд кільцевої тріщини та кільцевої виточки на ширині 2l

Рисунок В. 14.2

Локальна корозія, пітінг, стертість

Рисунок В. 15.1

Тривимірний паралелепіпед, еліпсоїд

 

 

 

 

 

Схематизація згідно з рисунком В. 9. 2

Локальна корозія з пітінговими виразками

Рисунок В. 16.1

Тривимірний паралелепіпед, еліпсоїд

 

 

 

 

 

 

Схематизація згідно з рисунком В. 9. 2


Продовження таблиці В.1

Дефекти

Схематизація

Тріщиноподібні дефекти зварювання

Осьовий поверхневий дефект в зварному шві на зовнішній поверхні

 

 

Рисунок В. 17.1

Осьова поверхнева півеліптична тріщина зовнішньої поверхні

І

Рисунок В. 17.2

Осьовий поверхневий дефект у зварному шві на внутрішній поверхні

Рисунок В. 18.1

Осьова поверхнева півеліптична тріщина внутрішньої поверхні

Рисунок В. 18.2

Осьовий підповерхневий дефект у зварному шв

Рисунок В. 19.1

Осьова підповерхнева еліптична тріщина

Рисунок В. 19.2

Осьовий наскрізний дефект у зварному шві

           Рисунок В.20.1

Наскрізна прямокутна тріщина

Рисунок В.20.2

 

 


Продовження таблиці В.1

Дефекти

Схематизація

Кільцевий поверхневий дефект у зварному шві на зовнішній поверхні

 

 

 

Рисунок В.21.1

Кільцева поверхнева півеліптична тріщина зовнішньої поверхні

Рисунок В.21. 2

Кільцевий поверхневий дефект у зварному шві на внутрішній поверхні

 

 

 

 

Рисунок В.22.1

Кільцева поверхнева півеліптична тріщина внутрішньої поверхні

 

 

 

Рисунок В.22.2

Кільцевий підповерхневий дефект у зварному шві

 

 

 

 

 

Рисунок В.23.1

Кільцева підповерхнева еліптична тріщина

 

 

 

 

Рисунок В.23.2

Кільцевий наскрізний дефект у зварному шві

 

 

 

 

 

Рисунок В.24.1

Кільцева наскрізна прямокутна тріщина

 

 

Рисунок В.24.2


Продовження таблиці В.1

Дефекти

Схематизація

Непровар

Рисунок В.25.1

Підповерхнева осьова або кільцева тріщина в зварному шві

 

 

Схематизація згідно з рисунками В. 17, В. 21

Пора

Рисунок В.26.1

Підповерхнева осьова або кільцева тріщина в зварному шві

 

 

Схематизація за рисунками В. 19. 2, В. 23.2

Шлакове включення

Рисунок В.27.1

Підповерхнева осьова або кільцева тріщина в зварному шві

 

 

Схематизація за рисунками В. 19. 2, В. 23.2

Підріз

Рисунок В.28.1

Кільцеві тріщини в зварному шві

 

 

 

Схематизація за рисунками В. 17. 2, В. 21. 2

 

Дефектіформи

Забоїна

 Рисунок В. 29.1

Забоїна

Рисунок В.29. 2


Продовження таблиці В.1

Дефекти

Схематизація

Вм'ятина

РРисунок В.30.1

Вм'ятина

... Рисунок В.30.2

Різнотовщинність (D., *D2)

Рисунок В.31.1

Різнотовщинність

Рисунок В. 31. 2

Неспіввісність (Di= U2)

 

Рисунок В.32.1

Неспіввісність

Рисунок В. 32.2


Схематизація множинних дефектів

В.3.1У випадках, коли існує більше одного дефекту або дефект знаходиться близько до вільної поверхні, слід враховувати взаємний вплив дефектів.

Виділяють три стадії схематизації в порядку збільшення складності і відповідно збільшення точності оцінок під час аналізу міцності.

Перша стадія полягає в тому, що всі відстані між дефектами, між дефектами та вільними поверхнями слід розглядати як частини дефектної області. Всі дефекти вважають прямокутними.

Друга стадія схематизації здійснюється згідно з таблицею В.2. Якщо дефекти віднесені до парних, то вони моделюються прямокутниками і їх розглядають як поодинокі. Зауважимо, що така схематизація справедлива для / ≥ 2апри розгляді підповерхневих дефектів та / ≥ а - стосовно поверхневих дефектів.

Третя стадія включає оцінку діючих максимальних КІН або максимальних довідкових напружень з урахуванням відстані між дефектами або відстані між дефектами та вільними поверхнями.

В.3.2Схематизацію парних дефектів слід здійснювати згідно з таблицею В.2.

В.3.3Визначення зведених дефектів.

В.3.3.1Будь-які парні дефекти зводять до одного дефекту, якщо півсума їх поздовжніх довжин дорівнює чи більше товщини стінки або ж подвоєна глибина більшої з максимальних глибин дорівнюєчи більше товщини стінки.

В.3.3.2Якщо будь-які два сусідніх дефекти, що належать до системи nгрупових підповерхневих дефектів, відповідають умові то ці дефекти об'єднують в один і надаліслід проводити схематизацію згідно з В.1 - В.3(додаток В) та розглядати систему з n- 1 дефектів. Зазначимо, що параметром fі,і+1позначено найкоротшу відстань між двома сусідніми дефектами.

В.3.3.3Якщо попередня умова не виконується, а самето кожний дефектвважається поодиноким і слід користуватись правилами схематизації поодиноких дефектів згідно з В.1-В.3.

В.3.3.4Будь-які два сусідніх дефекти, що належать до системи nгрупових поверхневих дефектів і розташовані на одній поверхні, схематизують за правилами схематизації парних дефектів згідно з таблицею В.2. Якщо вони зводяться до одного дефекту, то надалі проводиться схематизація поверхневого дефекту згідно з В.2.6 - В.2.9 та розглядається система з n- 1 дефектів.

Поверхневі дефекти, що розташовані в одній площині на протилежних поверхнях стінки труби, схематизують як поодинокі, якщо їх сумарна глибина не перевищує половини товщини стінки. У протилежному випадку такі дефекти слід зводити до наскрізної тріщини і розраховувати за методиками для наскрізних тріщин.


Таблиця В.2 - Правила схематизації множинних дефектів

Парні дефекти

Стандарт BSPD6493[13]

Стандарт ASMEXI[14]

Приведені розміри

Рисунок В. 33

Рисунок В. 34

 Рисунок В.35

 Рисунок В.36


ДОДАТОК Г

(довідковий)

 

РОЗРАХУНОК ДОВІДКОВИХ НАПРУЖЕНЬ

ДЛЯ ОСНОВНИХ ДЕФЕКТІВ ТРУБОПРОВОДІВ

 

Для всіх дефектів процедура разрахунку довідкових напружень σrполягає в аналітичному визначенні безрозмірного параметра зменшення міцності ,через який надалі визначають довідкові напруження.

Г.1Осьові тріщиноподібні дефекти*

Г.1.1Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з осьовою зовнішньою поверхневою тріщиною відповідно до рисунка В.1.1 (додаток В) слід здійснювати згідно з наступними формулами:

У разі віднесення окружних згинальних напружень до категорії вторинних їх значення потрібно зменшити шляхом ділення на коефіцієнт категорії напружень і, який визначається згідно з 10.3.14 або 10.4.6.

Значення довідкового напруження визначається як:

Г.1.2Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з осьовою внутрішньою поверхневою тріщиною відповідно до рисунка В.2.1 (додаток В) слід здійснювати згідно з наступними формулами:

Позначення та процедура визначення σrзгідно з Г.1.1.

Г.1.3Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з осьовою підповерхневою тріщиною відповідно до рисунка В.3.1 (додаток В) слід здійснювати з наступного виразу:

Позначення та процедура визначення σrзгідно з Г.1.1.

Г.1.4Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з осьовою наскрізною тріщиною відповідно до рисунка В.4.1 (додаток В) слід здійснювати з наступного виразу:

Позначення та процедура визначення σrзгідно з Г. 1.1.

Г.2Кільцеві тріщиноподібні дефекти

Г.2.1Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з кільцевою зовнішньою поверхневою тріщиною відповідно до рисунка В.5.1 (додаток В) слід здійснювати згідно з формулами:

 

 

У разі віднесення окружних згинальних напружень до категорії вторинних їх значення потрібно зменшити шляхом ділення на коефіцієнт категорії напружень i, що визначається згідно з 10.3.14 або 10.4.6.

Обчислене значення довідкових напружень σrє коректним, якщо значення кутазадовольняє наступній умові:

.                                                    (Г.14)

У випадку невиконання умови (Г.14) слід скористатись наступною альтернативною процедурою визначення :

 

Г.2.2Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з кільцевою внутрішньою поверхневою тріщиною (дефект зображено на рисунку В.6.1) слід здійснювати згідно з Г.2.1.

Г.2.3Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з кільцевою підповерхневою тріщиною відповідно до рисунка В.7.1 (додаток В) слід здійснювати, використовуючи наступну систему:

 

 

Позначення - згідно з формулами (Г.10- Г.13). У випадку невиконання умови (Г.14) слід скористатись альтернативною процедурою обчислення згідно з формулами (Г.15), замінивши лише /tна а /t.

Г.2.4Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з кільцевою наскрізною тріщиною відповідно до рисунка В.8.1 (додаток В) слід здійснювати згідно з Г.2.1, враховуючи, що а /t= 1.

Г.3Корозійні дефекти

Корозійні дефекти е тривимірними і характеризують трьома розмірами: довжиною 2l, шириною 2bта глибиною а.

Г.3.1Суцільна рівномірна корозія

Розрахунок довідкових напружень для труби з суцільною рівномірною корозією відповідно до рисунка

В. 13.1 (додаток В) слід здійснювати згідно з умовою:

 


 

Г.З.2Місцева корозія

Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з місцевою корозією відповідно до рисунка В. 14.1 (додаток В) проводиться згідно з (Г. 1) - (Г.6) для осьових дефектів та згідно з (Г. 10) - (Г. 15) -для кільцевих. Із отриманих двох значень довідкових напружень вибирається максимальне.

Г.3.3Локальна корозія

Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з місцевою локальною корозією відповідно до рисунка В. 15.1 (додаток В) у зв'язку з консервативною схематизацією дефекта слід здійснювати згідно з Г.1.1.

Г.4Дефекти форми

Г.4.1Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з забоїною відповідно до рисунка В.27 (додаток В) здійснюють за процедурою, описаною нижче.

Дефект форми характеризується напівдовжиною / в напрямку осі труби, шириноюbв поперечному напрямку та значенням прогину Wтак, як показано на рисунку В.29.1. У розрахунковій процедурі приймається, що він має прямокутну форму, тобто кожен поперечний переріз труби в місці розташування дефекту має однаковий профіль.

Розраховуються безрозмірні геометричні параметри λlта λb:

 

 

Реальна форма дефекту враховується за допомогою множника 3/4

Визначається параметр послаблення α(х) нескінченної забоїни з глибиною W(х), де х- відстань по поздовжній координаті дефекту, aW(x)- глибина забоїни в залежності від поздовжньої координати:

 

 

Параметр послабленняαдля скінченного дефекту із заданими геометричними розмірами визначається так:

 

Оскільки форма дефекту приймається прямокутною, то можна покласти:

W(x) = W;

А = α(х)                                                                       (Г.21)

На основі параметра послаблення σrрозраховується довідкове напруження σrзгідно з Г.1.

У випадку, колиσх -<0, отримане значення σrслід збільшити на величину σхтобто

 

 

Г.4.2Розрахунок довідкових напружень σrдля труби з вм'ятиною (дефект зображено на рисунку В.28.1) визначається згідно з Г.4.1.

Г.4.3За умови недостатньої точності розрахунок можна проводити за процедурами, що наведені в альтернативних нормативних документах, наприклад, [8].


ДОДАТОК Д

(довідковий)

 

РОЗРАХУНОК КІН ДЛЯ ОСНОВНИХ ДЕФЕКТІВ ТРУБОПРОВОДІВ

 

Розрахунок КІН Кlдля труби з осьовими та кільцевими дефектами здійснюється за залежностями, отриманими на основі апроксимації даних, обчислених за методом скінченних елементів. При розрахунку КІН у якості базових використовують формули, що були отримані для еліптичних тріщин. Проте, при великих значеннях співвідношень між осями еліптичних тріщин ці формули не зводяться до рішень для досить видовжених тріщин. Тому в розрахунку присутня альтернативна процедура визначення КІН для видовжених тріщин. Визначення розрахункового КІН здійснюється шляхом вибору мінімального із двох отриманих значень.

Для всіх типів тріщин у випадку, якщо обчислене значення КІН набуває значень менше нуля, Кlпотрібно приймати рівним нулю.

Д.1Осьові тріщиноподібні дефекти

Д.1.1Кlдля труби з осьовою зовнішньою поверхневою тріщиною відповідно до рисунка В.1.1(додаток В) визначається за умови вибору:

 

Визначення функції YA- згідно з Д.2.5.

Д.1.2Кlдля труби з осьовою внутрішньою поверхневою тріщиною відповідно до рисунка В.2.1 (додаток В) визначається за умови вибору:

У цих формулах використовують позначення згідно з (Д.4).

Д.1.3Розрахунок Кl для труби з осьовою підповерхневою тріщиною відповідно до рисунка В.3.1 (додаток В) виконується згідно з формулою:


 

Визначення функції YAзгідно з Д.2.5.

Д.1.4Кlдля труби з осьовою наскрізною тріщиною відповідно до рисунка В.4.1 (додаток В) визначається згідно з формулою:

Д.2Кільцеві тріщиноподібні дефекти

Д.2.1К1для труби з кільцевою зовнішньою поверхневою тріщиною відповідно до рисунка В.5.1 (додаток В) визначається згідно з умовою вибору:

Визначення функції Yc- згідно з Д.2.5.

 

Позначення такі ж, як у формулах (Г.15).

 

Д.2.2Кlдля труби з кільцевою внутрішньою поверхневою тріщиною відповідно до рисунка В.6.1 (додаток В) визначається з умови:

Д.2.3Розрахунок Кlдля труби з кільцевою підповерхневою тріщиною відповідно до рисунка В.7.1 (додаток В) слід здійснювати згідно з формулою:

Визначення функції Yc-згідно з Д.2.5.

Д.2.4Розрахунок Кlдля труби з кільцевою наскрізною тріщиною відповідно до рисунка В.8.1 (додаток В) слід здійснювати згідно з формулою:

Д.2.5Визначення додаткових функцій для розрахунку КІН:


 

 


ДОДАТОК Е

(довідковий)

 

РОЗРАХУНОК КІН ДЛЯ ТРІЩИНОПОДІБНИХ ДЕФЕКТІВ

У ЗВАРНИХ З'ЄДНАННЯХ

 

Е.1Осьові тріщини

Е.1.1Осьова поверхнева зовнішня тріщина К1в зварному шві відповідно до рисунка В.17.1 (додаток В)визначається як:


 

де визначається згідно з Д.1.1, а КІНК1залвід залишкових напружень, як:

Е.1.2Осьова поверхнева внутрішня тріщина К1 в зварному шві відповідно до рисунка В.18.1 (додаток В) визначається згідно з Е.1.1з тією лише різницею, що К1н згідно з формулою (Е.1) визначається згідно з Д.1.2.

Е.1.3Осьова підповерхнева тріщина К1 в зварному шві відповідно до рисунка В.19.1 (додаток В) визначається згідно з Е.1.1з тією лише різницею, що К1нзгідно з формулою (Е.1) визначається згідно з Д.1.3.

Е.1.4Осьова наскрізна тріщина К1в зварному шві відповідно до рисунка В.20.1 (додаток В) визначається згідно з Е. 1.1з тією лише різницею, що К1нзгідно з формулою (Е.1) визначається згідно з Д.1.4.

Е.2Кільцеві тріщини

Е.2.1Кільцева поверхнева тріщина в зварному шві - відповідно до рисунка В.21.1 (додаток В).

Оскільки даний дефект знаходиться в зоні залишкових стискальних напружень, то за умови певної консервативності схеми розрахунку їх дозволяється не враховувати.

Розрахунок Кlслід здійснювати згідно з формулою, яка враховує поправочний коефіцієнт на концентрацію напружень:

Параметри ρ і sвибирають згідно з таблицею Е.1. Пояснення до геометричних параметрів зварного з'єднання, представлені в таблиці Е.1, визначаються згідно з рисунком Е.1.

 

Таблиця Е.1- Значення параметрів ρі s

B/t

a/t

ρ

s

≤2

≤0,05(В/t)0.55

0,51(В/t)0.27

-0,31

>0,05(В/t)0.55

0,83

0,15(В/t)0.46

>2

≤0,073

0,615

-0,31

> 0,073

0,83

-0,20

Рисунок Е.1- Геометричні параметри багатопрохідного стикового зварного з'єднання

 

 

 

Е.2.2Кільцева внутрішня поверхнева тріщина в зварному шві - відповідно до рисунка В.22.1 (додаток В).

У розрахункахК1для даного типу дефекту з додаткових факторів, що визначають специфіку зварного шва, слід врахувати лише залишкові напруження, а концентрацію напружень за умови певної консервативності дозволяється не враховувати. Тоді

Значення осьових залишкових напружень σ1залбез урахування релаксації визначається графічно номограмами згідно з рисунком Е.2, де по осі ординат відкладено відносну інтенсивність залишкових напружень ψ, а по осі абсцис - геометричний параметр труби


 

Параметр питомої теплової енергії зварювання qn/ t,кал/см, для трьох значень якого наведені номограми, визначається, якщо взяти до уваги наступну формулу для параметра qn:

Значення залишкових напружень при інших значеннях питомої енергії зварювання слід визначати шляхом інтерполяції даних.

Відповідальність за вибір параметрів зварюванняηu,. U, I, vта результати розрахунку несе організація, що виконує розрахунок.

Е.2.3 Кільцева підповерхнева тріщина в зварному шві - відповідно до рисунка В.23.1 (додаток В).

Розрахунок K1 слід здійснювати згідно з Д.2.3.

Е.2.4Кільцева наскрізна тріщина в зварному шві - відповідно до рисунка В.24.1 (додаток В).

РозрахунокK1 слід здійснювати згідно з Д.2.4.

Рисунок Е.2 - Значення відносної інтенсивності осьових залишкових напружень ψв зоні зварного шва в залежності від геометричного параметра труби


ДОДАТОК Ж

(довідковий)

 

ВИЗНАЧЕННЯ ШВИДКОСТЕЙ РОСТУ ДЕФЕКТІВ

 

Ж.1Деградація механічних властивостей матеріалу з часом

Ж.1.1Моделі деградації механічних властивостей матеріалу σВ, σТ, KCV, Кз часом встановлюють на основі емпіричних залежностей, отриманих за даними періодичних діагностичних обстежень неруйнівниими методами згідно з 6.2.3 або на основі проведення експериментальних досліджень матеріалу труб згідно з 6.2, зразки для яких виготовлені з вирізаних під час ремонтів котушок для різних інтервалів експлуатації трубопроводу. Отримання даних здійснюється за додержанням вимог згідно з ДСТУ 4046 до технічного діагностування.

Ж.1.2На основі експериментальних даних згідно з Ж.1.1 будують графічні або табличні залежності механічних характеристик від часу експлуатації. Необхідні значення механічних характеристик на певний, наперед заданий момент часу визначають із апроксимаційної аналітичної залежності або за процедурою екстраполяції.

Ж.2Корозійне ураження

Ж.2.1Швидкість корозії визначається за даними технічної діагностики трубопроводу (ДСТУ 4046) і вважається однаковою лише для ділянок трубопроводу, що експлуатуються в подібних умовах. Швидкість корозії може відрізнятись у залежності від напрямку розповсюдження корозії.

Ж.2.2Середня швидкість корозії вглиб матеріалу визначається згідно з ДСТУ 4046 або наступним чином:

де      a1і a2-дані двох послідовних замірів глибини дефекту;

ΔT-     інтервал часу між двома послідовними замірами.

Прогнозована глибина дефекту:

де       a0  -поточне значення глибини;

kкp- коефіцієнт надійності щодо швидкості корозії;

Т'   -момент часу, на який визначається розмір дефекту.

Ж.2.3Коефіцієнт надійності щодо швидкості корозії встановлюється самостійно користувачем даного стандатру в залежності від категорії трубопроводу (СНиП 2.05.06). Його значення лежить в діапазоні значень від 1 до 2 включно і пов'язується з достовірністю визначення середньої швидкості корозії. Підвищення достовірності та (або) категорії повинно зменшувати цей коефіцієнт.

Ж.2.4Середню швидкість росту корозійного дефекту в довжину vlабо ширину vbвизначають за допомогою пропорційної залежності швидкості росту корозії вглиб матеріалу vaз коефіцієнтом пропорційності, що дорівнює відношенню глибини до довжини або глибини до ширини на момент часу знаходження дефекту, а саме:

Прогнозована довжина і ширина дефекту наступні:

Ж.2.5Середні значення швидкостей корозії визначають на основі статистичних даних згідно з ДСТУ 4046 або за іншими методами, якщо вони достатньо експериментально обгрунтовані.

Ж.ЗСтрес-коррозія

Ж.3.1Особливістю корозійного розтріскування під напруженням є те, що стрес-корозійні тріщини є досить видовженими пошкодженнями, для яких відношення довжини до глибини складає десятки разів. Це зумовлено тим, що стрес-корозійні тріщини виникають у декількох місцях одночасно і з часом об'єднуються в одну. У зв'язку з такою специфікою цих тріщин їх характерним розміром слід вважати глибину.

Швидкість росту корозійного розтріскування вглиб матеріалу визначається виразом:

де збільшення розміру дефекту в глибину залежить від максимального значення коефіцієнта інтенсивності напружень К1max(а)у найглибшій точці фронту тріщини, Ast і  - константи матеріалу. Дозволяється використання інших, більш складних законів росту дефектів, що залежать від конкретних умов навантаження і типу сталі, якщо вони підвищують вимоги до міцності і надійності ділянки з дефектом.

Ж.3.2Для визначення довжини стрес-корозійного дефекту слід користуватися положенням, згідно з яким  розміри дефекту змініються пропорційно їх початковому співвідношенню, тобто a0 //0= const. Спільний розгляд останньої умови і рівняння (Ж.5) дозволяє прогнозувати зміну довжини дефекту в часі.

Ж.3.3Якщо довжина стрес-корозійного дефекту є достатньо великою, тобто значно перевищує певне характерне значення /> 4, на практиці можна вважати, що стрес-корозійний дефект має нескінченну довжину.

Ж.4Циклічне навантаження

 

Ж.4.1Швидкість росту тріщин втоми вглиб матеріалу та у поздовжньому напрямку визначають за моделлю типу рівняння Періса:

де  ΔΚ1= К1maxК1min- розмах коефіцієнта інтенсивності напружень;

Bfі m'  - певні константи матеріалу;

N         - цикли навантажування.

З урахуванням впливу асиметрії циклу R'попередня модель може мати наступний аналітичний запис:

Для аналізу втомного росту тріщин можна використовувати й інші закони розвитку втомної тріщини.

Ж.4.2Вважати, що у більшості випадків форма поверхневої тріщини втоми є напівеліптичною і, виходячи з виразів згідно з формулами (Ж.7), співвідношення її розмірів наступне:

Спільний розгляд рівнянь (Ж.7) і (Ж.8) дозволяє прогнозувати зміну розмірів втомного дефекту в часі з подальшим розрахунком довговічності.

Ж.4.3У випадках, коли існують проблеми у визначенні форми втомної тріщини, для досить глибоких втомних дефектів a/t> 0.4 можна вважати, що розміри тріщини змінюються пропорційно, тобто a/ l= const.

ДОДАТОК И

(довідковий)

 

РОЗРАХУНОК ПАРАМЕТРА ЗМЕНШЕННЯ МІЦНОСТІ

ДЛЯ ДЕФЕКТІВ ФОРМИ

 

И.1Забоїна, вм'ятина - відповідно до рисунків В.29.1, В.30.1 (додаток В).

И.1.1Співвідношення між напруженням згину, які виникають від наявності вм'ятини, і прикладеним номінальним (мембранним) напруженням виражається через коефіцієнт концентрації напружень R3 :

Параметр R3orвизначають з аналізу, в якому існуючий переріз труби з вм'ятиною задається

 

дискретними точками по контуру N'(рекомендується не менше 24) і представляється аналітичне за допомогою розкладу в ряд Фур'є з коефіцієнтами Az,Bz, а саме:

И.1.2Параметр зменшення міцності а для вм'ятини або забоїни визначається так:

де i— коефіцієнт категорії напружень, що встановлюється згідно з 10.5.1 в залежності від того, первинними чи вторинними є прикладені мембранні номінальні напруження σθ.

И.2Неспіввісність, різнотовщинність - відповідно до рисунків В.32.1, В.31.1(додаток В).

И.2.1Співвідношення між напруженням згину, які виникають від наявності неспіввісностей осьового типу, і прикладеним номінальним (мембранним) напруженням σх виражається через коефіцієнт концентрації напружень R3:

И.2.2Параметр зменшення міцності визначається згідно з (И.9), в якій коефіцієнт категорії напружень iвстановлюється згідно з 10.5.1 в залежності від того, первинним чи вторинним є номінальне осьове напруження σх.


ДОДАТОК К

(довідковий)

 

ПРИКЛАДИ РОЗРАХУНКУ НА СТАТИЧНУ МІЦНІСТЬ

 

К.1Загальні вхідні дані

К.1.1Характеристики труби

Номінальний діаметр - 1020 мм.

Тип труби - з поздовжнім зварним швом.

Матеріал-17Г1СУ.

Проектний тиск-5,1 МПа.

Дата введення в дію - 1983 р.

Категорія ділянки трубопроводу - ill.

Ділянка трубопроводу - підземна.

К.1.2Коефіцієнти безпеки (СНиП 2.05.06)

Коефіцієнт умови роботи m= 0,9.

Коефіцієнт надійності за матеріалом k1= 1,47, k2= 1,15.

Коефіцієнт надійності за призначенням kH= 1.

Коефіцієнт надійності щодо навантаження (внутрішній тиск) nр= 1,1.

К.1.3Механічні характеристики матеріалу труб:

σВ =510 МПа;

σТ= 363 МПа;

К= 62 МПа мм.

K1Свизначають приблизно за методикою, викладеною згідно з 6.4. Значення ударної в'язкості

KCV= 29,4 Дж/см2 отримано з даних про механічні властивості труб за станом постачання (додаток А).

К.1.4Оцінка статичної міцності трубопроводу з дефектом.

К.2. Приклад1.Дефект - локальна корозія

Розрахунок здійснюють згідно з 10.1.2.1, б) за схемою згідно з 10.4.1 рівня 1.

Схематизація - місцева корозія (рисунок В.15.1).

Довжина 2l= 0,151 м;

Ширина 2b= 0,386 м;

Глибина а= 0,002553 м;

К.2.1Розрахункові параметри

Товщина стінки δн= 0,0111 м.

Внутрішній діаметр труби Dвн- 0,9978 м.

Внутрішній тиск (максимальний робочий тиск) р = 4,1 МПа.

Осьове зусилля визначають згідно з (3):

де        αТ        - коефіцієнт лінійного теплового розширення металу труб, 15,8.10 -6 град -1;

Δ t         - температурний перепад між температурою монтажу трубопроводу та температурою

  його експлуатації, що приймається додатнім при нагріванні, мінус 20°С;

Е           - модуль пружності (модуль Юнга), 2·105 МПа;

μ           - коефіцієнт поперечної деформації (коефіцієнт Пуассона) 0,3;

 nt,nр  - коефіцієнти надійності за навантаженням, визначають згідно зі СНиП 2.05.06-85

відповідно nt=1;nр= 1,1.

Тоді:

σх=-15,8-10-6·°С-1·· (-20 °С)·2·105МПа+ 0,3·1,1·4,1 МПа· 0,9978 м / (2·0,0111м) =

= 63,2 МПа + 60,8 МПа = 124 МПа.

Допустимий коефіцієнт запасу міцності визначається згідно з (6):

k= 0,9·1,47·1/0,9 = 1,47.

К.2.2Розрахунок довідкових напружень проведено згідно з Г.3.2.

Етап 1.Розрахунок довідкових напружень згідно з Г.1.1:

σр = 202,7МПа         - формула (1)

σх= 124МПа           - формула (3)

 = 0,77                  - формула (Г.4)

λ= 1,014                    - формула (Г.5)

α1= 0,914                 -формула (Г.1)

α2= 1,058                 -формула (Г.1)

α= 0,914                  - умова мінімуму

= 222 МПа           - формули (Г.2), (Г.6).

Етап 2.Розрахунок довідкових напружень згідно з Г.2.1:

σр= 202,7 МПа         - формула (1)

 = 124 МПа - формула (3)

φ1 = 0,385 рад              - формула (Г.12)

f= 0,611                   -формула (Г.13)

k = 0                         -формула (Г.13)

α= 0,999                  - формула (Г. 10)

σr= 202,7 МПа          -формула (Г.11).

Етап 3.Із двох отриманих значень довідкових напружень вибирають максимальне σr = 222 МПа згідно з Г.3.2.

К.2.3Розрахунок КІН -у відповідності з 10.1.2 стандарту К1 = 0.

К.2.4Розрахунок коефіцієнта запасу міцності - згідно з 10.4.4.

Оскільки К1 = 0, то коефіцієнт запасу міцності визначають згідно з (15):

n= σB/σr=2,27.

К.2.5Перевірка умови міцності n> k(2,27 > 1,47).

К.2.6Запас міцності n/k= 2,27/1,47 = 1,55.

К.2.7Висновок: згідно з 12.1.2 даного стандарту категорія пошкодження легка, дефект незначний; експлуатація ділянки трубопроводу з даним дефектом за умови сталості його розмірів є безпечною; ремонт не обов'язковий.

К.3Приклад 2. Дефект - поздовжня канавка

Розрахунок здійснюється відповідно до 10.1.2.1, а) згідно з 10.3.1-10.3.8 рівня 1.

Схематизація: осьова поверхнева зовнішня півеліптична тріщина (рисунок В.1.1).

Довжина 2l=0,034 м.

Глибина а= 0,00464 м.

К.3.1Розрахункові параметри

Товщина стінки δн= 0,0116 м.

Внутрішній діаметр труби Dвн= 0,9978 м.

Внутрішній тиск (максимальний робочий тиск)р = 4,1 МПа.

Осьове зусилля визначається згідно з (3):

σх=-15,8·106  0С-1·(-20 °С) ·2·105 МПа+0,3·1,1·4,1 МПа ·0,9978 м/ (2·0,0116 м) =

= 63,2МПа+ 58,2 МПа = 121,4 МПа.

Допустимий коефіцієнт запасу міцності визначається згідно з (6):

 

k= 0,9 ·1,47 ·1/0,9 = 1,47.

 

К.3.2Розрахунок довідкових напружень згідно з Г.1.1:

σp= 194 МПа                - формула (1)

σх= 121,4 МПа          - формула (3)

= 0,6                      - формула (Г.4)

λ= 0,223                     - формула (Г.5)

α1=0,977                   - формула (Г.1)

α2=4,205                  -формула (Г.1)

α= 0,977                   - умова мінімуму згідно з Г.1.1

σr= 198,4 МПа          - формули (Г.2), (Г.6).

К.3.3Розрахунок КІН

Розрахунок КІН згідно з Д.1.1:

σp= 194 МПа                                     - формула (1)

μ= 2,93;  = 1;q =1,172 F=1,785 - формула (Д.4)

= 38,62 МПа                          - формула (Д.2)

= 46,5 МПа                            - формула (Д.3)

= 38,62 МПа                          - умова мінімуму (Д.5)

К.3.4Розрахунок коефіцієнта запасу міцності

Кординати точки на двокритеріальній діаграмі, що зображає фактичний стан міцності трубопроводу з дефектом, визначають згідно з 10.3.6:

KrA= 38,62/62 = 0.623   - формула (9)

S = 198,4/510 = 0,389 - формула (10)

Коефіцієнт запасу визначають згідно з (12) з урахуванням (7) n= 1,605.

К.3.5Перевірка умови міцності n> k= 1,605 > 1,47.

К.3.6Запас міцності n/k= 1,605/1,47 = 1,092.

К.3.7Висновок: згідно з 12.1.2 категорія пошкодження легка, дефект незначний; експлуатація ділянки трубопроводу з даним дефектом за умови сталості його розмірів є безпечною; ремонт не обов'язковий.

К.4 Приклад 3.Дефект - кільцева тріщина в зварному шві

Розрахунок здійснюється відповідно до 10.1.2.1, а) згідно з 10.3.1 - 10.3.8 рівня 1.

Схематизація: кільцева поверхнева зовнішня півеліптична тріщина в зварному шві (рисунок В.19.1).

Довжина 2l  = 0,030 м.

Глибина а= 0,002 м.

Ширина шва B=15 мм.

К.4.1Розрахункові параметри

Товщина стінки δн= 0,0089 м.

Внутрішній діаметр труби Dвн= 0,9978 м.

Внутрішній тиск (максимальний робочий тиск) р= 4,1 МПа.

Осьове зусилля визначають згідно з (3):

σх= -15,8·10-6  °C-1·(-20 °С) ·2·105 МПа+ 0,3·1,1·4,1МПа·0,9978 м / (2·0,0089 м) =

= 63,2 МПа + 75,84 МПа = 139 МПа.

Допустимий коефіцієнт запасу міцності визначають згідно з (6):

k= 0,9·1,47·1/0,9 = 1,47.

Ударна в'язкість матеріалу зварного шва за Шарпі KCV= 39 Дж/см2.

Визначимо критичний КІН К матеріалу зварного з'єднання за процедурою, викладеною згідно з 10.6.4.

 

K= 0,1 93 МПаּ.

 

К.4.2Розрахунок довідкових напружень згідно з Г.2.1:

σp=253МПа              - формула (1)

σ+x-x= 139 МПа     - формула (3)

φ1  =0,16 рад                - формула (Г. 12)

f=0,55                      -формула (Г. 13)

k= 0                          -формула (Г. 13)

α= 0,999                   -формула (Г. 10)

σr= 253 МПа             -формула (Г. 11).

К.4.3Розрахунок КІН

Розрахунок КІН - згідно з Д.2.1.

Етап 1. Розрахунок КІН за основною процедурою - згідно з Д.2.1:

σх= 139 МПа                                    -формула (1)

μ= 3,37;  = 1; q= 1,052; F= 1,34     - формула (Д.4)

K1'=14,42 МПаּ                         - формула (Д.2)

K1"= 14,08 МПаּ                         - формула (Д.З)

К1= 14,08 МПаּ                         -умова мінімуму (Д.1)

Етап 2.Розрахунок КІН з урахуванням концентрації напружень:

a/t= 0,225                - таблиця Е. 1

Blt= 1,685                -таблиця Е. 1

р= 0,83                   -таблиця Е. 1

s= -0,1907               -таблиця Е. 1

М=1,103                   - формула (Е.7)

К1= 15,54 МПа   - формула (Е.6)

К.4.4Розрахунок коефіцієнта запасу міцності

Координати точки на двокритеріальній діаграмі, що зображає фактичний стан міцності трубопроводу з дефектом, визначають згідно з 10.3.6:

KrA= 15,54 /93 = 0,251   - формула (9)

S = 253/510 = 0,496  -формула (10)

Коефіцієнт запасу визначають згідно з формулою (12) з урахуванням (7) n= 2,01.

К.4.5Перевірка умови міцностіn> k= 2,01 > 1,47.

К.4.6Запас міцності nlk= 2,01/1,47 = 1,37.

К.4.7Висновок: категорія пошкодження легка, дефект незначний; експлуатація ділянки трубопроводу з даним дефектом за умови сталості його розмірів є безпечною; ремонт не обов'язковий згідно з 12.1.2.

К.5Приклад 4. Дефект - поздовжня тріщина в зварному шві

Розрахунок здійснюється відповідно до 10.1.2.1, а) згідно з 10.3.1 рівня 1.

Схематизація: осьова поверхнева зовнішня півеліптична тріщина в зварному шві (рисунок В.15.1).

Довжина 2l= 0,030 м.

Глибина а= 0,002 м.

Ширина шва В = 15 мм.

К.5.1Розрахункові параметри

Товщина стінки δн= 0,0089 м.

Внутрішній діаметр труби Dвн= 0,9978 м.

Внутрішній тиск (максимальний робочий тиск) р= 4,1 МПа.

Осьове зусилля визначають згідно з (3):

σх=-15,8·10-6°С-1·(-20 °С)·2··105 МПа+ 0,3·1,1·4,1 МПа·0,9978 м/ (2·0,0089 м) =

= 63,2 МПа + 75,84 МПа = 139 МПа.

Допустимий коефіцієнт запасу міцності визначається відповідно до (6):

 

k= 0,9·1,47·1/0,9= 1,47.

 

К.5.2Розрахунок довідкових напружень - згідно з Г. 1.1:

σp=253 МПа               - формула (1)

σх=139 МПа             - формула (3)

 = 0,775                  - формула (Г.4)

λ= 0,225                      - формула (Г.5)

α1= 0,993                  - формула (Г.1)

α2=6,706                  - формула (Г.1)

α= 0,993                   - умова мінімуму згідно з Г.1.1

σr= 254,9 МПа           - формули (Г.2), (Г.6).

К.5.3Розрахунок КІН - згідно з Е.1.1.

Етап 1. Розрахунок КІН - згідно з Д.1.1:

σp=253МПа                                     - формула (1)

μ= 3,37;  = 1; q= 1,053; F= 2,554  - формула (Д.4)

K1' = 49,92 МПа                           - формула (Д.2)

K1"= 28,21 МПа                           - формула (Д.З)

 = 28,21 МПа                         - умова мінімуму (Д.1)

Етап 2.Розрахунок КІН з урахуванням залишкових напружень:

μ= 3,37                                            - формула (Е.6)

k= 0,697                                          - формула (Е.4)

σзал= 176,6 МПа                              - формула (Е.З)

К1зал – 19,7 МПа                         - формула (Е.2)

К1= 28,21 + 19,7 = 47,91 МПа                      - формула (Е.1)

К.5.4 Розрахунок коефіцієнта запасу міцності

Координати точки на двокритеріальній діаграмі, що зображає фактичний стан міцності трубопроводу з дефектом, визначають згідно з 10.3.6:

KrA= 47,91 /93 = 0,515 - формула (9)

S = 254,9/510 = 0,499 - формула (10).

Коефіцієнт запасу визначається згідно з формулою (12) з урахуванням (7) n= 1,398.

К.5.5Перевірка умови міцності n  < k= 1,398 < 1,47.

К.5.6Запас міцності n/k= 1,398/1,47 = 0,951.

К.5.7Висновок: категорія пошкодження середня, дефект значний; термін експлуатації обмежений, визначається експертами. Протягом двох місяців необхідно вжити заходів із переведення дефекту в категорію "дефект незначний" згідно з 12.1.3.


ДОДАТОК Л

(довідковий)

 

БІБЛІОГРАФІЯ

 

1.    АРІ 579. Fitness-For-Service, API Recommended Practice 579, First Edition, American Petroleum Institute. (Придатність до експлуатації, APIРекомендована практика 579, перша редакція, Американський нафтовий інститут).

2.    МР 2-95. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при циклическом нагружении. // Механика катастроф. Определение характеристик трещиностойкости конструкционных материалов. Методические рекомендации. М.: 1995. С. 83-180.

3.    BGC/PS/P11. British Gas engineering standard: Procedures for inspection and repair of damaged steel pipelines (Designed to operate at pressure above 7 bar). (Інженерний стандарт "Брітіш Гес"BGC/PS/P11: Процедури інспекції та ремонту пошкоджених сталевих трубопроводів. Спроектовані на робочий тиск більше 7 бар).

4.    Красовский А.Я., Тороп В.М., Орыняк И.В. Двукритериальная диаграмма оценки предельного состояния тела с трещиной // АН УССР. Ин-т пробл. прочности. - Препр. - Киев, 1989. - 48 с.

5.    ОринякІ.В., ТоропВ.М., Вислобіцький П.А. Методологія оцінки залишкової міцності магістральних трубопроводів з тріщинами // Нафтова і газова промисловість. - 1998. - № 1. - С. 31-37.

6.    Орыняк И.В., Тороп В.М., Бородин М.В. Вязкое разрушение трубы с трехмерным прямоугольным дефектом // Проблемы прочности - 1995. - № 8. - С. 34-44.

7.    Орыняк И.В. Определение предельного пластического состояния тонкостенной трубы с повторяющимися осевыми дефектами // Проблемы прочности - 1998. - № 2. - С.172-180.

8.    API 579. Fitness-For-Service, API Recommended Practice 579, First Edition, American Petroleum Institute. (Придатність до експлуатації, APIРекомендована практика 579, перша редакція, Американський нафтовий інститут).

9.    R/H/R6 "Assessment of the Integrity of Structures Containing Defects", British Energy Generation Ltd. (Оцінка цілістності конструкцій, що містять дефекти).

10.  Ainsworth R.A., Bannister A.C., Zerbst U. An overview of the European flaw assessment procedure SINTAP and its validation //International Journal of Pressure Vessels and Piping 77 (2000) 869-876. (Огляд Європейської процедури SINTAP з оцінки дефектів та її перевірка).

11.  ВРД 39-1.10-004-99. Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса.

12.  DNV-RP-F101. Recommendedpractice. CorrodedPipelines. DetNorskeVeritas, 2004 (DNVРекомендована практика. Корозія трубопроводів).

13.  PD6493 British Standards Institution. Guidance on some methods for the derivation of acceptable levels for defects in fusion welded joints. (Британський Інститут стандартів. Керівництво з деякихметодів визначення допустимих рівнів дефектів зварних компонентів).

14.   ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section XI: Rules for in-service inspection of nuclear power plant components. (ACMEкоди на парові котли та посудини тиску. Американське товариствоінженерів-механіків).

Код УКНД 91.010.30

Ключові слова:магістральний трубопровід, дефекти, розрахунки на міцність, довговічність, запас міцності.

 

* Для пунктів Г.1.1- Г.1.4 обчислення довідкових напружень слід здійснювати як для максимальних, так і мінімальнихосьових напружень , . В подальшому аналізі слід використовувати більше із отриманих значень довідкових напружень


 

 

Выбор редакции: