Таблица А.2 - Классификация грунтов по показателю коррозионной агрессивности
А.4 Для прогноза необходимо определить минимум 10 характеристик. Если определены не все характеристики, то следует указать область разброса, которую находят прибавлением к найденной сумме наибольших и наименьших баллов тех факторов, которые не были исследованы. Область разброса характеризует надежность прогноза. Приложение Б
|
а |
Координата вдоль трассы х, км |
1 - 717´8 мм 19Г; 2 - 717´10 мм 19Г; 3 - 508´9,5 мм "Ц"
б |
Координата вдоль трассы х, км |
1 - нормальная; 2 - усиленная; 3 - весьма усиленная
в |
Координата вдоль трассы х, км |
г |
Координата вдоль трассы х, км |
д |
Координата вдоль трассы х, км |
Рисунок Б.1 - Сопоставление разнородных факторов при анализе потенциально опасных участков по признаку повышенной коррозионной агрессивности грунта
Б.3 На рисунке Б.2 вертикальными столбцами показано расположение выявленных потенциально опасных участков, предрасположенных к ускоренному развитию коррозионных повреждений. Высота столбцов на рисунке Б.2 соответствует значению показателя коррозионной агрессивности на данном участке. Круговыми маркерами показаны координаты выполненных ранее шурфов, а горизонтальной линией - расположение участков, подвергнутых гидравлическим испытаниям после ремонта.
Примечание - На рассматриваемом участке газопровода в предшествующий период в рамках плановых технических обследований было выполнено около 20 шурфов с обследованием состояния металла труб в зонах шурфов, а также более 100 шурфов в рамках обследования состояния систем ЭХЗ (рисунок Б.3).
Б.4 Сопоставление результатов, приведенных на рисунках Б.2 и Б.3, показывает, что в пределах потенциально опасных участков и в непосредственной близости к ним было выполнено в общей сложности более 120 шурфов. На отдельных потенциально опасных участках с интервалом в 1-3 года было проведено несколько обследований, что дает основания для осторожных оценок скорости коррозии на данных участках.
Фактическая глубина максимальных обнаруженных коррозионных повреждений составила менее 1 мм. В рамках предположения о том, что максимальные коррозионные повреждения были накоплены за последние 5-10 лет эксплуатации, то это дает оценку расчетной скорости коррозии на уровне 0,1-0,2 мм/год.
Потенциально опасные участки
Рисунок Б.2 - Расположение потенциально опасных участков по трассе газопровода
Координата вдоль трассы х, км
Рисунок Б.3 - Состояние металла в шурфах по результатам выполненных обследований
Б.5 В соответствии с рекомендованным алгоритмом при оценке технического состояния должны быть использованы методы анализа, обеспечивающие консервативность прогнозируемых значений остаточного ресурса.
Для обеспечения консервативности были использованы следующие гипотезы:
- при оценке остаточного ресурса максимальная расчетная скорость коррозии была принята равной 0,3 мм/год, что в 1,5-2 раза выше наиболее неблагоприятных оценок;
- расчетная оценка предельных размеров поверхностных дефектов была выполнена на основе критериев механики разрушения, в предположении, что в пределах гладкого коррозионного дефекта находится трешиноподобный концентратор;
- при задании характеристик текущей дефектности были приняты оценки, как минимум в два раза превышающие максимальные размеры дефектов, выявленных в рамках выполненных обследований.
Б.6 В таблицах Б.1 и Б.2 приведены характеристики прочности, пластичности и предельной деформации стали марки 17Г1С. Данные представлены в формате, обеспечивающем проведение расчетов несущей способности газопровода с трещинами на основе методики [16], с учетом требований приложения В.
Таблица Б.1 - Физико-механические характеристики стали 17Г1С
Исходные данные о прочностных и деформационных свойствах сталей |
Параметры аппроксимации по Рамбергу-Осгуду |
||||
Марка стали |
Условный предел текучести, МПа |
Временное сопротивление, МПа |
Предельная деформация |
s, МПа |
n |
17Г1С |
340 |
470 |
0,2 |
14,186 |
314,935 |
Таблица Б.2 - Характеристики трещиностойкости стали 17Г1С
Марка стали |
KIC, МПа ∙ м1/2 |
JIС, МДж/м2 |
d, мм |
KJC, МПа ∙ м1/2 |
17Г1С |
46 |
0,12 |
0,115 |
150 |
Б.7 На рисунке Б.4 показаны области допустимых размеров дефектов, рассчитанные по критерию трещиностойкости на основе методики, приведенной в [16] и приложении Ж, для участка газопровода диаметром D = 820 мм, толщиной стенки t = 9 мм, изготовленного из стали 17Г1С с проектным давлением Р = 5,5 МПа.
Кривая 1 построена при кольцевых напряжениях s1 = 250 МПа, соответствующих проектному рабочему давлению Р = 5,5 МПа, а кривая 2 - при напряжениях s1к = 1,6 s1 = 400 МПа.
Полудлина трещины а, м
Рисунок Б.4 - Оценка остаточного ресурса участка газопровода
Б.8 Согласно расчету дефекты, расположенные выше кривой 1, приведут к разрушению газопровода при напряжениях, не превышающих рабочее значение. При этом для всех дефектов, образы которых расположены ниже кривой 2, разрушающие напряжения не менее чем в 1,6 раза будут больше рабочих.
Таким образом, кривая 2 является условной границей области допустимых расчетных дефектов, обеспечивающей требуемый коэффициент запаса по разрушающим нагрузкам.
Кривая 3 ограничивает область размеров начальных дефектов.
Прерывистой линией (маркер 4) показана толщина стенки трубы.
Б.9 Круговыми маркерами с индексами 1 и 2 показаны начальные и конечные размеры характерных дефектов.
Примечание - Подрастание дефекта А в процессе эксплуатации, характеризуемое переходом дефекта из состояния А1 в состояние А2, соответствует нарушению расчетного условия прочности. Подрастание дефекта В и переход из состояния В1 в состояние В2 эквивалентно фактическому разрушению газопровода.
Б.10 В рамках принятых исходных предположений на основе результатов выполненного анализа сделан вывод о том, что расчетная оценка остаточного ресурса участка газопровода, определяемая продолжительностью подрастания дефекта А из состояния А1 в состояние А2, составит семь лет.
Приложение В
(рекомендуемое)
Физико-механические характеристики металла труб, необходимые для оценки прочности и ресурса газопроводов
В.1 Характеристики прочности и трещиностойкости трубных сталей
В.1.1 В разделе приведен перечень физико-механических характеристик трубных сталей, необходимых для оценки прочности и ресурса газопроводов.
В.1.2 Первую группу составляют параметры, характеризующие прочность, пластичность и предельную деформацию при растяжении:
- условный предел текучести при растяжении s0,2, МПа;
- временное сопротивление (предел прочности) при растяжении sв, МПа;
- предельная деформация при растяжении eв;
- параметры аппроксимации диаграммы деформирования, например на основе модели Рамберга-Осгуда, sу, МПа и n.
В.1.3 Вторую группу составляют параметры, характеризующие трещиностойкость стали. К ним относятся:
- критический коэффициент интенсивности напряжений при плоской деформации KIC, МПа·м1/2,
Примечание - Критический коэффициент интенсивности представляет собой характеристику сопротивления материала возникновению хрупкого разрушения в области упругих деформаций.
- критическое значение J-интеграла J1С, МДж/м2;
Примечание - Критическое значение J -интеграла представляет собой характеристику сопротивления материала инициированию хрупкого разрушения в области упругопластических деформаций.
- критическое раскрытие в вершине трещины d1С, м;
Примечание - Критическое раскрытие в вершине трещины представляет собой характеристику сопротивления материала инициированию хрупкого разрушения в области упругопластических деформаций.
В.1.4 Характеристики трещиностойкости должны быть определены при нескольких значениях температуры для оценки влияния температуры эксплуатации (испытаний) на значения определяемых величин. В качестве характерных температур рекомендуется выбрать следующие значения: 20; 0; минус 20; минус 40; минус 60 °С.
В.1.5 Методы определения характеристик трещиностойкости при статическом нагружении регламентированы ГОСТ 25.506 и методическими указаниями [20].
В.2 Программа расширенных лабораторных испытаний с целью определения физико-механических характеристик основного металла и металла сварных соединений
В.2.1 Целью лабораторных испытаний является определение значений физико-механических параметров, с достаточной полнотой характеризующих прочностные, деформационные и ресурсные показатели образцов при заданных модельных режимах нагружения.
На основе результатов лабораторных испытаний должны быть определены значения параметров, входящих в критериальные уравнения прочности и трещиностойкости, а также параметры соответствующих кинетических уравнений, характеризующих процессы накопления повреждений, зарождения и развития дефектов в наиболее нагруженных зонах конструкции.
В.2.2 Испытания на растяжение стандартных образцов, вырезанных из основного металла и металла сварных швов, с целью определения диаграммы деформирования при квазистатическом растяжении (испытания проводятся на продольных и поперечных образцах).
Правила подготовки образцов и методы определения механических свойств установлены ГОСТ 1497.
По результатам испытаний определяют:
- условный предел текучести s0,2, МПа;
- временное сопротивление (предел прочности) при растяжении sв, МПа;
- предельная деформация при растяжении eв;
- относительное сужение образца в шейке y;
- максимальные напряжения при разрыве Sk, МПа;
- параметры аналитической аппроксимации диаграммы деформирования.
В.2.3 Испытания стандартных образцов на ударную вязкость по Шарпи и Менаже (KCV, KCU) (образцы вырезаются из основного металла и металла сварных соединений).
Показатели ударной вязкости должны быть определены на образцах с ориентацией LR, LC, CR, CL (см. рисунок В.1) при температурах 20, минус 20 °С.
Ударную вязкость по Шарпи следует определять по ГОСТ 9454 на образцах типов 11-13. Ударную вязкость по Менаже следует определять по ГОСТ 9454 на образцах типов 1-3.
Рисунок В.1 - Ориентация образцов на KCV и изгибных образцов на трещиностойкость
В.2.4 Характеристики трещиностойкости JIС и dIС основного металла при статическом нагружении определяют на образцах с ориентацией LC и CL (см. рисунок В.2) на образцах типа 3 по ГОСТ 25.506.
Характеристики трещиностойкости JIС и dIС металла сварного соединения при статическом нагружении определяют на образцах типа 3 по ГОСТ 25.506 с ориентацией LC и надрезами, расположенными на различных расстояниях от срединной плоскости шва.
В.2.5 Усталостные испытания образцов при циклическом нагружении с целью определения параметров, характеризующих процессы накопления повреждений и зарождения дефектов в условиях многоцикловой и малоцикловой усталости.
Испытания образцов в режиме многоциклового нагружения следует проводить в соответствии с ГОСТ 25.504.
Испытания образцов при малоцикловом нагружении следует проводить в соответствии с методическими указаниями [21].
По результатам испытаний должны быть определены:
- кривые усталости при малоцикловом и многоцикловом нагружении;
- получены фактические экспериментальные данные для оценки точности прогнозных расчетно-аналитических моделей оценки ресурса при циклическом нагружении.
Рисунок В.2 - Ориентация образцов для испытаний на внецентренное растяжение (образец на трещиностойкость, тип 3 по ГОСТ 25.508-85)
В.2.6 Испытания компактных образцов на циклическую трещиностойкость с целью определения кинетических диаграмм развития трещин и трещиноподобных дефектов при циклическом нагружении следует проводить в соответствии с методическими указаниями [22].
По результатам испытаний должны быть определены:
- кинетические диаграммы усталостного роста трещин;
- значения параметров, входящих в уравнения роста трещин при циклическом нагружении (в наиболее простом случае - константа С и показатель степени т в уравнении Пэриса);
- получены расчетные оценки ресурса по критерию роста усталостных трещин в зависимости от размеров исходного дефекта и режима нагружения.
В.2.7 Испытания предварительно деформированных образцов в соответствии с рекомендациями В.2.3-В.2.5 проводят после предварительного растяжения образцов в продольном направлении до значений полной продольной деформации epre, равной 0,01; 0,05 и 0,1.
В.2.8 Объем испытаний.
При испытаниях по В.2.2 для определения механических свойств основного металла или металла сварного соединения заготовки, конструктивного элемента, готового изделия или образца-свидетеля должно быть испытано не менее трех однотипных образцов.
При испытаниях по В.2.3 с целью определения ударной вязкости по Шарпи и Менаже должно быть испытано не менее пяти однотипных образцов по каждому виду испытаний.
При испытаниях по В.2.4 с целью определения характеристик трещиностойкости при статическом нагружении должно быть испытано не менее пяти однотипных образцов.
При испытаниях по В.2.5 с целью построения кривых усталости при малоцикловом и многоцикловом нагружении должно быть испытано не менее трех образцов для каждого фиксированного максимального уровня напряжения или деформации в цикле нагружения.
При испытаниях по В.2.6 компактных образцов на циклическую трещиностойкость должно быть испытано не менее трех образцов.
При испытаниях предварительно деформированных образцов по В.2.7 должно быть испытано по два образца при каждом виде испытаний.
Приложение Г
(рекомендуемое)
Кинетические уравнения роста дефектов
Г.1 Уравнения роста коррозионных дефектов
Г.1.1 Рост коррозионных дефектов типа общего и локального утонения
Г.1.1.1 Для получения прогнозных оценок развития дефектов общей и локальной коррозии должны быть интегрированы дифференциальные уравнения первого порядка (Г.1).
, , . (Г.1)
В формуле (Г.1) использованы следующие обозначения:
а, b, с - длина, глубина и ширина коррозионного дефекта, м;
, , - скорости роста дефекта в длину, глубину и ширину, м/год;
t - время, год.
Г.1.1.2 Скорость подрастания коррозионного дефекта устанавливается в зависимости от условий эксплуатации и коррозионной агрессивности грунта вдоль газопровода. В качестве расчетных оценок рекомендуется принимать скорости подрастания коррозионного дефекта в длину и ширину в 20-50 раз больше скорости роста коррозии в глубину.
Г.1.2 Рост трещин коррозионного растрескивания
Для описания процесса коррозионного растрескивания могут быть использованы уравнения коррозионной стойкости, записанные относительно длительно действующих квазистатических напряжений:
. (Г.2)
Уравнение (Г.2) связывает максимальные напряжения σ с параметром времени. Коэффициенты At, mct описывают эмпирическую зависимость циклического и (или) квазистатического процессов коррозионного растрескивания; sth - пороговое напряжение, ниже которого коррозионного растрескивания не наблюдается.
Финальным событием процесса коррозионного растрескивания является образование макроскопической трещины. При этом формула (Г.2) определяет время до образования макроскопической трещины или до разрушения конструктивного элемента в зависимости от величины приложенного напряжения.
Скорость роста трещин коррозионного растрескивания при квазистатическом нагружении определяется скоростью роста максимальной из наблюдаемых микротрещин аналогичной зависимостью вида
; ,
где , , m - константы, определяемые экспериментально.
Г.2 Уравнения роста усталостных трещин
При расчете роста трещин в стенке трубопровода примем следующие исходные допущения:
- форма поверхностной трещины может быть аппроксимирована полуэллипсом с размерами полуосей а (глубина) и b (полудлина);
- в процессе роста полуэллиптическая (эллиптическая) форма трещины не изменяется, а изменяется лишь отношение а/b;
- применимы модели линейной механики разрушения.
Рассматриваются три модели описания роста усталостных трещин в коррозионной среде в зависимости от объема и достоверности исходной информации.
Кинетические уравнения роста трещиноподобных дефектов при циклическом нагружении в отсутствие коррозионного воздействия имеют вид
;, (Г.3)
где а, b - глубина и полудлина трещиноподобного дефекта при полуэллиптической аппроксимации формы;
N - число циклов (блоков) нагружения;
Cа, Сb - коэффициенты эмпирических уравнений Пэриса;
mа, mb - показатели степени эмпирических уравнений Пэриса;
DKа, DKb - размахи коэффициентов интенсивности напряжений (КИН);
Kmах a, Kmах b максимальные значения КИН;
Kth - пороговое значение КИН;
KIС - критическое значение КИН для трещины I типа (нормального отрыва).
Следует различать два варианта расчета показателей ресурса по критерию роста усталостных трещин.
Первый вариант предусматривает оценку остаточного ресурса конструкции с уже выявленным трещиноподобным дефектом по критериям усталостного и (или) коррозионно-усталостного роста трещин. В этом случае полученное значение остаточного ресурса (срока службы) будет достаточно достоверным, с погрешностью, определяемой точностью исходных данных и выбранным расчетным методом, соответствовать реальной долговечности конструктивного элемента.
При втором варианте оценка ресурса конструкции по критериям развития усталостных и (или) коррозионно-усталостных трещин является завершающим этапом оценки ресурса по комплексным критериям усталости. Расчет по комплексным критериям усталости предусматривает последовательное выполнение двух расчетных этапов. На первом этапе определяется наработка или календарная продолжительность времени до момента зарождения трещиноподобного дефекта, определяемого по критериям малоцикловой или многоцикловой усталости. В ряде случаев появление макроскопического трещиноподобного дефекта может не рассматриваться в качестве критерия предельного состояния. В этом случае выполняется второй этап анализа - расчет остаточного ресурса по критерию роста усталостных трещин. Начальные характеристики трещиноподобного дефекта должны быть заданы на основе дополнительного анализа. В качестве приближенных оценок начальных размеров могут быть использованы значения, определенные на основе данных о предельной разрешающей способности диагностических средств контроля.
Прогнозируемое значение остаточного ресурса в этом случае будет определяться суммой значений остаточного ресурса, определенных по критериям усталости и усталостного роста трещин.
Приложение Д
(рекомендуемое)
Расчет показателей ресурса по критериям усталости
Д.1 Общие сведения о процессах накопления усталостных повреждений
Усталостью материала называется совокупность процессов, характеризующихся накоплением микроповреждений и последующим возникновением локальных очагов разрушения (усталостных трещин) при длительном воздействии переменных (в частном случае - циклических) напряжений.
Различают явления малоцикловой усталости и многоцикловой усталости (выносливости). Малоцикловой усталостью называют явление, при котором усталостное повреждение или разрушение происходит при упругопластическом деформировании. При многоцикловой усталости (выносливости) указанные явления развиваются в основном при упругих напряжениях. Малоцикловой усталости соответствует диапазон долговечностей до N = 5·104 циклов - значения, принятого в качестве условной границы, разделяющей малоцикловую и многоцикловую усталость. По деформациям в качестве приближенной границы принимают значения максимальных циклических деформаций е » (1,0-2,0)·10-3.
Для определения типа разрушения и выбора метода расчета (статическая прочность, малоцикловая усталость, выносливость) следует оценить максимальные напряжения цикла и предполагаемое количество циклов за расчетный срок эксплуатации в опасных сечениях трубопровода в зонах концентраторов напряжений.
Подлежат учету следующие группы нагрузок: низкочастотное изменение внутреннего давления, собственный вес трубопровода и перекачиваемого газа, вес присоединенных массивных элементов (арматура, фланцы и т.д.), температурные воздействия, вибрации, сейсмические, ветровые и гидродинамические циклические нагрузки.
Для расчетов на усталость требуется информация о параметрах нагрузок в соответствии с требованиями, приведенными в таблице Д.1.
Таблица Д.1 - Характеристики напряжений в цикле нагружения
Термин |
Обозначение, размерность |
Определение |
Цикл напряжений |
|
Совокупность последовательных значений напряжений за один период их изменения при регулярном нагружении |
Максимальное напряжение цикла |
smax, МПа |
Наибольшее по алгебраическому значению напряжение цикла |
Минимальное напряжение цикла |
smin, МПа |
Минимальное по алгебраическому значению напряжение цикла |
Среднее напряжение цикла |
sm, МПа |
Постоянная положительная или отрицательная составляющая напряжений цикла, равная полусумме максимального и минимального напряжений цикла:
|
Амплитуда напряжений |
sa, МПа |
Наибольшее числовое положительное значение переменной составляющей цикла напряжений, равное полуразности максимального и минимального напряжений цикла:
|
Размах напряжений |
2sa, МПа |
Алгебраическая разность максимального и минимального напряжений цикла |
Коэффициент асимметрии |
Rs |
Отношение минимального напряжения цикла к максимальному |
Для случайного или повторно-переменного нагружения необходимо выделить в блоке нагружения циклы равных (внутри диапазона) амплитуд. Способы схематизации таких видов нагружения представлены в ГОСТ 25.101.
Д.2 Характеристики усталостной долговечности
Основным источником информации о характеристиках усталостной прочности (долговечности) являются диаграммы усталостной прочности (кривые Велера) и диаграммы предельных амплитуд.
Полная диаграмма усталостной прочности связывает долговечность, выраженную через число циклов N до разрушения, и амплитуду циклических напряжений σa [20, 24]. Диаграмма охватывает по напряжениям диапазон от предела прочности sв до предела усталости sR. На диаграмме усталости выделяют участки, отличающиеся друг от друга механизмом деформирования и финального разрушения.
Область малоцикловой усталости расположена по напряжениям в интервале между пределом прочности и динамическим пределом текучести . Если скорость изменения нагрузок невелика, то динамический предел текучести равен пределу текучести sT при статическом нагружении.
Напряжения σ < σT соответствуют области обычной многоцикловой усталости. Основанием для проведения расчетов на малоцикловую усталость служит превышение амплитудой напряжения в стенке трубы на фронте дефекта-концентратора условного предела текучести.
Инженерные требования к проведению расчетов на выносливость определяются в СНиП на металлоконструкции и ПНАЭ Г-7-002-86 [25] исходя из выполнения ряда условий. Так, если число смен напряжений (циклов N) с амплитудой, превышающей 15 % от расчетного уровня (любая компонента номинальных напряжений в стенке трубопровода), удовлетворяет условию N < 1000, то считается, что трубопровод работает в условиях повторно-статического нагружения и достаточен расчет на статическую прочность. При N > 1000 необходимо проводить расчеты на выносливость с учетом усталостных механических характеристик материала, полученных по результатам соответствующих испытаний на усталостную долговечность на стандартных образцах и пересчитанных на реальные условия конструктивного элемента трубопровода с дефектами заданного типа.
Стандартные характеристики усталостной долговечности получают при испытаниях стандартных образцов из трубопроводных сталей в соответствии с ГОСТ 25.504 на растяжение-сжатие и (или) изгиб. В таблице Д.2 приведены основные характеристики сопротивления усталости, используемые в расчетах на выносливость.
Таблица Д.2 - Характеристики материалов, используемые в расчетах на выносливость
Термин |
Обозначение, размерность |
Определение |
1 Циклическая долговечность |
N, циклы |
Число циклов напряжений, выдержанных нагруженным объектом до образования усталостной трещины заданного размера или разрушения |
2 Текущее число циклов нагружения |
п, циклы |
Число циклов напряжений, которое выдержал нагруженный образец до рассматриваемого момента испытаний |
3 Относительное число циклов |
n/N |
Отношение текущего числа циклов нагружения n к циклической долговечности объекта при данном режиме испытаний |
4 Предел ограниченной выносливости |
srn, МПа |
Максимальная амплитуда напряжений, соответствующая заданной циклической долговечности |
5 Предел выносливости при произвольном цикле |
sR, МПа |
Максимальная амплитуда напряжений, при которых не происходит разрушения на заданной базе испытаний при напряжениях с коэффициентом асимметрии R |
6 Предел выносливости при симметричном цикле |
s-1, МПа |
Максимальное значение амплитуды напряжений симметричного цикла, при котором не происходит накопление усталостных повреждений на заданной базе числа циклов |
7 Диаграмма предельных напряжений |
- |
Зависимость между значениями предельных напряжений и значениями средних напряжений цикла для заданной долговечности |
8 Диаграмма предельных амплитуд цикла |
- |
Зависимость между значениями предельных амплитуд и значениями средних напряжений цикла для заданной долговечности |
В таблице Д.3 приведены некоторые коэффициенты из большой группы аналогичных по смыслу параметров, характеризующих чувствительность предела выносливости по отношению к различным технологическим, эксплуатационным и иным факторам.
Основные характеристики сопротивления усталости определяют по кривой усталости. Значение предела выносливости обычно определяют на базе испытаний 107 циклов. Значения характеристик сопротивления усталости могут быть получены по результатам испытаний при мягком и жестком нагружении. В первом случае результаты представляют в виде зависимости числа циклов до разрушения от уровня напряжений в цикле. Во втором случае - в виде зависимости числа циклов от характерной деформации цикла.
Таблица Д.3 - Коэффициенты, характеризующие чувствительность предела выносливости к различным технологическим и эксплуатационным факторам
Термин |
Обозначение |
Определение |
1 Эффективный коэффициент концентрации напряжений |
Ks |
Отношение пределов выносливости образцов без концентрации напряжений и с концентрацией напряжений при совпадении прочих характеристик |
2 Коэффициент чувствительности к концентрации напряжений |
qs |
Величина, определяемая по формуле , где аs - коэффициент концентрации напряжений |
3 Коэффициент влияния абсолютных размеров поперечного сечения |
kd |
Отношение предела выносливости гладких образцов заданного диаметра к пределу выносливости стандартных образцов диаметром 7...10 мм |
4 Коэффициент чувствительности к асимметрии цикла напряжений |
ys |
Величина, определяемая по формуле
|
Механизм процесса накопления повреждений и разрушения, прогноз долговечности строятся на основе приближенных моделей, в которых в уравнения накопления повреждений в качестве параметров входят характеристики материала, определяемые при специальных режимах нагружения [21-23].
При отсутствии прямых данных о пределах выносливости материала при асимметричных циклах напряжений (диаграмм предельных напряжений или предельных амплитуд) рекомендуется применять формулу Хейвуда
, (Д.1)
Влияние температуры в диапазоне изменения минус 40...0 °С составляет 20 % (). При более высоких температурах следует применять поправку, вычисляемую по формулам
, Т0 = 293° K, ξ0 =0,7 - 0,003sBT0. (Д.2)
При применении данных, полученных при испытаниях на полированных образцах, следует ввести поправку на предел выносливости .
Влияние концентрации напряжений, масштабного фактора и типа нагружения должно быть учтено в соответствии с рекомендациями, приведенными в ГОСТ 25.504.
Определение характеристик усталости материала проводят по результатам стандартных испытаний образцов по методикам, регламентированным ГОСТ 25.101, ГОСТ 25.502, ГОСТ 25.504.
Для учета влияния коррозионной среды на характеристики сопротивления усталости применяют диаграммы усталости, аналогичные приведенным выше, полученные при испытаниях в коррозионно-агрессивных естественных или искусственных условиях. При этом следует иметь в виду, что кривые коррозионной усталости, как правило, не имеют предела выносливости, либо в качестве базовой характеристики предела выносливости в коррозионной среде принимается предельная амплитуда циклов напряжений на базе испытаний 5 ∙ 107 циклов.
Д.3 Расчет долговечности по критерию многоцикловой усталости (расчет на выносливость)
В таблице Д.4 представлены эмпирические соотношения, формализующие кривые усталости [23]. Их применение требует оценивания эмпирических коэффициентов (второй столбец таблицы). Основными характеристиками критериев разрушения при многоцикловой усталости (выносливости) служат число циклов до разрушения и предел выносливости.
Таблица Д.4 - Варианты кривых усталости
Уравнение |
Параметры и коэффициенты |
|
1 |
asN = C |
а, С |
2 |
s = bN-a |
a, b |
3 |
s = bN-a + sR |
a, b |
4 |
|
a, b |
5 |
|
a, b |
6 |
|
a, b |
Для инженерных расчетов допустима двухточечная аппроксимация кривой усталости, описываемая следующим уравнением:
, (Д.3)
где N-1 - число циклов нагружения, соответствующее точке перегиба усталостной кривой;
sL - характерное напряжение, соответствующее разрушению металла при статической нагрузке;
s-1 - предел выносливости металла труб;
N - предельное число циклов, соответствующее максимальному напряжению s, где s < sL.
Для надземных газопроводов sL = s0,2.
Влияние на сопротивление усталостному разрушению технологических, конструкционных и физико-химических факторов учитывается введением эмпирических коэффициентов:
. (Д.4)
В формуле (Д.4) k1.., - коэффициенты, учитывающие, соответственно, степень обработки поверхности, концентрацию напряжений в опасном сечении; влияние масштабного фактора и влияние асимметрии цикла нагружения.
При известной величине переменных напряжений (взятых из натурного эксперимента или полученных расчетным путем) число циклов до разрушения участка трубопровода можно определить по формуле:
. (Д.5)
При отсутствии прямых данных, полученных по результатам лабораторных испытаний конкретного материала, в качестве ориентировочного может быть принято значение, полученное на основе приближенной зависимости s-1= 0,4sB. Для металла газопроводных труб рекомендуется принимать N1 = 107.
При многокомпонентном циклическом нагружении, которое характерно для случайного и повторно-переменного режимов, расчет выносливости производят по критерию линейного суммирования повреждений:
, (Д.6)
где Ni - число циклов нагружения i-й амплитуды и заданного коэффициента асимметрии,
[Ni] - предельное число циклов для нагружения i-й амплитуды напряжений,
I - число компонент нагружения,
Ф - назначенная предельная мера повреждений (полагается Ф* £ 1).
Если в качестве базового для расчета наработок Ni выбран один год эксплуатации, то остаточный ресурс конструктивного элемента с учетом коэффициента запаса по выносливости 10 будет равен:
. (Д.7)
Д.4 Расчет долговечности по критерию усталости (метод условных упругих напряжений)
Д.4.1 Формализация расчетных циклических напряжений
Расчет по обобщенным критериям усталостного разрушения выполняется с учетом асимметрии цикла по амплитудам условных упругих напряжений цикла, равным произведению местной упругой или упруго-пластической деформации (определяемой расчетом или экспериментально) на модуль упругости. При деформациях, не превышающих деформаций предела текучести, значения условных и действительных напряжений совпадают.
Для расчетного определения условных упругих напряжений используются диаграммы статического и циклического упруго-пластического деформирования. При отсутствии диаграмм циклического деформирования вводится условная диаграмма циклического деформирования, получаемая удвоением величин деформаций и напряжений кривой статического растяжения.
Для данного эксплуатационного режима расчетная последовательность изменения во времени действующих нагрузок и воздействий формализуется в виде квазистатической кусочно-линейных или циклических зависимостей всех номинальных напряжений sy, sz, tyz.
Шаг дискретизации по времени при записи результатов должен позволять корректно отслеживать экстремальные (пиковые) значения этих напряжений. По компонентам номинальных напряжений sy, sz, tyz в опасных точках окрестности дефекта пересчитываются развертки в календарном времени эксплуатации или по циклам наработки (циклограммы) главных номинальных напряжений si, sj, sk (si > sj > sk) (см. рисунок Д.1).
Рисунок Д.1 - Циклограмма нагружения
По циклограммам главных напряжений определяются моменты наработки N1, N2, ...Nl, ...Nm, соответствующие достижению экстремума любым из трех главных напряжений si, sj, sk. Для начального N0 и конечного Nm+1 моментов наработки принимаем si = sj = sk = 0. Для всех моментов наработки определяются значения приведенных номинальных напряжений по формулам
(s)ij,l = si,l – sj,l, (s)jk,l = sj,l – sk,l, (s)ik,l = si,l – sk,l, l = 0,..., m + 1. (Д.8)
Общий процесс изменения во времени приведенных номинальных напряжений (σ)ij, (σ)jk,, (σ)ik представляет собой ряд последовательных полуциклов. В пределах каждого полуцикла приведенное напряжение изменяется монотонно. Моменты наработки, определяющие концы полуциклов, обозначаются 0, 1, 2,..., l,..., т (номера полуциклов). Каждый полуцикл характеризуется своими минимальными и максимальными за время полуцикла алгебраическими значениями (пиками нагрузки):
; ; ; ; ; , (Д.9)
и размахами (или удвоенными амплитудами) приведенных номинальных напряжений:
; ; (Д.10)
где l = 0,…, m
Размах номинальных приведенных напряжений при проверке на статическую прочность (s)s определяется следующим образом:
. (Д.11)
Для расчета ресурса по критерию усталостного разрушения требуется коэффициент асимметрии приведенных условно упругих напряжений r*. Его определение следует выполнить по записанным разверткам напряжений ()l и ()l в следующей последовательности.
Если () < σ0,2 и () < σ0,2, то коэффициент асимметрии вычисляется по формуле
. (Д.12)
Если вычисленный коэффициент r* < -1, то в расчете следует принять r* = -1.
Если () > σ0,2 и () < σ0,2, то r* определяется по формуле (Д. 12) с заменой () на максимальное в цикле фактическое приведенное напряжение, полученное в упруго-пластическом расчете. Допускается использовать формулу
. (Д.13)
При () > σ0,2 коэффициент асимметрии следует принять равным -1 (r* = -1).
Д.4.2 Учет концентрации напряжений в зоне дефекта или сварного шва
Если локальные упруго-пластические деформации в опасных точках окрестности дефекта или в опасном сечении трубопровода определены экспериментально в ходе натурных испытаний при рассматриваемых режимах нагружения, то концентрация деформаций и напряжений в расчетах не учитывается и расчет ресурса ведется по указанным выше местным деформациям. При этом осуществляется пересчет на приведенные условные упругие напряжения. Аналогично может быть выполнен расчет и по результатам полномасштабного конечно-элементного моделирования локальных упруго-пластических деформаций.
При отсутствии экспериментальных или расчетных данных в расчет вводятся коэффициенты концентрации приведенных условно-упругих напряжений . Коэффициент тождественно равен коэффициенту концентрации приведенных деформаций , являющегося функцией приведенного теоретического коэффициента концентрации напряжений (as)пр. Если получаемые местные напряжения и деформации находятся в пределах упругости, то = (as)пр [26, 27].
Приведенный теоретический коэффициент концентрации напряжений (as)пр определяется для опасной точки с использованием теоретических коэффициентов концентрации напряжений ay, az, ayz. Для каждого пика напряжений l = 0, 1, 2, ..., т определяются локальные упругие напряжения , , , с последующим пересчетом их на локальные главные напряжения , , (>>) и приведенные локальные упругие напряжения , , . Коэффициент далее определяется по формуле
, (Д.14)
где - амплитуда l-го цикла приведенного локального упругого напряжения - амплитуда номинального приведенного напряжения (sa)ij. Дальнейший расчет выполняется путем поцикловой обработки разверток и sij в зависимости от уровня локальной нагруженности рассчитываемой опасной точки.
При образовании в зонах концентрации упруго-пластических деформаций следует выполнить пересчет напряжений и деформаций с учетом пластических свойств материала. При этом в нулевом полуцикле следует использовать статическую диаграмму деформирования, а в последующих циклах - циклическую диаграмму.
При образовании в зонах концентрации упруго-пластических деформаций коэффициент концентрации приведенных условных упругих напряжений пересчитывается по формуле
, (Д.15)
где Ks - коэффициент концентрации приведенных напряжений в упруго-пластической области, определяемый (при произвольном виде диаграммы деформирования) из нелинейного уравнения
, (Д.16)
где s = f(e) - функция, аппроксимирующая диаграмму статического (или циклического) деформирования;
sн - номинальные напряжения.
В случае использования упруго-пластической модели материала без упрочнения при расчете амплитуды цикла местных условно упругих напряжений следует принять, соответственно:
Ks = sт/(sa), (Д.17)
где sт - предел текучести стали;
sa - амплитуда приведенного номинального напряжения.
При использовании степенного закона упрочнения, коэффициент концентрации определяется формулой
, (Д.18)
где - приведенное номинальное напряжение, равное s = (sa)/ sт для нулевого полуцикла и для последующих полуциклов.
Определение амплитудных значений местных условных упругих напряжений для зон концентрации напряжений выполняется по формулам
; ; , l = 0, …, m, (Д.19)
где - определяется в каждом цикле в соответствии с вышеприведенным алгоритмом.
Д.4.3 Учет пластических свойств материала
Для определения максимальных значений местных условных упругих напряжений () используется диаграмма статического (для исходного нулевого полуцикла) или циклического (для последующих полуциклов) деформирования. Амплитудные значения местных условных упругих напряжений () определяются по диаграмме циклического деформирования с учетом принятой последовательности режимов работы при эксплуатации (рисунок Д.2).
Диаграмму статического деформирования в координатах s - е получают по данным испытаний лабораторных образцов на растяжение (рисунок Д.3) или расчетом по формулам
s = е∙Е при е £ sт/Е; при е > sт/E, (Д.20)
где е - деформация при статическом нагружении;
sт - предел текучести (пропорциональности) с допуском на пластическую деформацию 0,02 %;
eт - деформация предела текучести (eт = sт/Е);
m0 - показатель упрочнения.
При отсутствии экспериментальной диаграммы статического деформирования расчет параметров m и sт можно осуществить по минимально допустимым нормативным характеристикам трубной стали (Е, s0,2, sB, yг).
Параметр упрочнения т0 следует определять по формуле
, (Д.21)
где Sk - истинное сопротивление разрушению;
yf - сужение образца в шейке.
Величина Sk определяется как разрушающее напряжение в шейке по данным испытаний или по формуле
Sk = sB(l + 1,4 yf /100). (Д.22)
Рисунок Д.2 - Оценка амплитудных значений местных условных упругих напряжений () по диаграмме циклического деформирования
Рисунок Д.3 - Диаграмма статического деформирования в координатах s - е
Предел текучести (пропорциональности) sт определяется по экспериментальным данным или расчетом по формуле
. (Д.23)
Диаграммы циклического деформирования (в координатах S - e в точке начала разгрузки) получают по данным экспериментов или при расчетом по формулам
S = e∙Е при e £ Sт/Е; при e > Sт/E, (Д.24)
где Sт - циклический предел текучести (пропорциональности) с допуском на пластическую деформацию 0,04 %;
eт - деформация циклического предела текучести;
mk - показатель упрочнения при циклическом нагружении.
Величина Sт определяется экспериментально или берется равной Sт = 2sт. В этом случае eт=2ет. Показатель упрочнения mk определяется через m0 по формуле
(Д.25)
где А - параметр диаграмм циклического деформирования, принимаемый равным
. (Д.26)
При s0,2/sв £ 0,8 допускается для построения расчетной циклической диаграммы деформирования использовать принцип Мазинга (диаграмма циклического деформирования получается путем удвоения величин деформаций и напряжений кривой статического деформирования (см. рисунок Д.4). В этом случае Sт = 2sт, mk = m0.
Рисунок Д.4 - Построения расчетной циклической диаграммы деформирования на основе применения принципа Мазинга
Д.4.4 Определение допускаемого числа циклов по заданным амплитудам напряжений
Оценку допускаемого числа циклов нагружения по заданным амплитудам приведенных условных упругих напряжений допустимо выполнять двумя способами:
- по расчетным кривым усталости, характеризующим в пределах их применения зависимость между допускаемыми амплитудами условных напряжений и допускаемыми числами циклов;
- формулам, связывающим допускаемые амплитуды условных напряжений и допускаемые числа циклов (так называемый критерий усталостного разрушения).
Формульный способ определения допускаемых чисел циклов используется для уточненного расчета или когда расчетные кривые не могут быть использованы по какой-либо причине. В этом случае допустимое число циклов [N] с заданной амплитудой условных упругих напряжений рассчитывается по следующему критерию усталостного разрушения:
;, (Д.27)
где Е - модуль упругости,
y - относительное сужение,
σ-1 - предел выносливости на базе 106,
sв - предел прочности,
r* - коэффициент асимметрии условных упругих напряжений,
mр - характеристика материала,
ns - коэффициент запаса по напряжениям,
nN - коэффициент запаса по долговечности. В качестве расчетного значения используется минимальное значение [N] из двух решений вышеприведенной системы уравнений.
Для уточненной оценки допустимого числа циклов [N] следует использовать уточненный критерий усталостного разрушения в виде
; (Д.28)
Здесь mе - показатель степени при упругой компоненте разрушающих деформаций, являющийся характеристикой материала. Как и в предыдущем случае, в качестве расчетного используется минимальное значение [N] из двух решений системы (Д.28).
При отсутствии экспериментальных данных по усталостным параметрам критериев (Д.27) и (Д.28) их можно пересчитать по статическим характеристикам трубных сталей по формулам
s-1 = k-1sв (Д.29)
где
me = 0,132 lg(sв/s-1)
При yf < 30 % скорректированное значение относительного сужения следует принять равным yf. Если yf > 30 %, скорректированное значение относительного сужения следует пересчитать по формуле
y = 15 + 0,5 yf. (Д.30)
Параметр ns аналогичен коэффициенту запаса по нагрузке (выбирается по СНиП), nN = 10 (по аналогии с трубопроводами энергетического машиностроения).
Если процесс нагружения состоит из последовательности к блоков циклов с заданными амплитудами ; продолжительностью Ni циклов, то расчет следует проводить по накопленному усталостному повреждению Ф, определяемому по формуле (Д.6). Ресурс конструкции считается исчерпанным, если мера усталостного повреждения становится равной Ф*. Если нет специальных ограничений, то в общем случае полагается Ф*.
Ресурс рассчитываемого трубопроводного элемента (в годах) равен:
Nрес = 1/Ф = 1/(kбл j), (Д.31)
где kбл - число повторений за один год рассматриваемой последовательности нагружения,
j - накопленная мера повреждений за 1 год.
Д.5 Рекомендации по назначению коэффициентов запаса
Коэффициенты запаса по местным условным упругим напряжениям для заданного режима нагружения определяются по формуле
,
где sa - разрушающие амплитуды условных местных напряжений, устанавливаемые для эксплуатационного числа циклов N = NS £ 105;
- амплитуда местных условных упругих напряжений в наиболее нагруженной точке в процессе нагружения.
Коэффициенты запаса прочности по долговечности определяются по формуле
nN = N/NS,
где N - разрушающее число циклов, устанавливаемое для эксплуатационных уровней напряжений sа = при N £ 105;
NS - фактическое число циклов нагружения.
Численные значения коэффициентов ns и nN устанавливаются с учетом типа, условий эксплуатации и ответственности конструкций и машин, опыта проектирования и изготовления, точности расчетов и задания исходной информации, рассеяния характеристик нагруженности и механических свойств.
Для сосудов давления, трубопроводов, корпусов, листовых конструкций, применяемых в энергетическом машиностроении, запасы ns принимают равными 2, nN - равными 10.
Аналогичные значения коэффициентов запаса можно принять для элементов магистральных трубопроводов, сосудов давления и листовых строительных конструкций.
Для элементов конструкций и деталей машин с высокой исходной концентрацией напряжений (щелевые сварные соединения, резьбовые соединения и др.) или испытывающих действие только высоких температурных напряжений от резких перепадов температур по толщине стенки указанные выше запасы могут быть снижены соответственно до ns = 1,5 и nN=3.
В тех случаях, когда по расчету в соответствии с настоящей методикой не удается обеспечить требуемые значения коэффициентов запаса ns и nN, их снижение допускается на основе модельных или натурных испытаний в условиях, приближенных к штатным (по конструкции, технологии изготовления и режимам нагружения).
Если испытанию при эксплуатационных нагрузках подвергаются натурные конструкции или полномасштабные модели, то запасы прочности ns и nN по моменту образования трещин должны быть не ниже 1,25 и 2,1 соответственно.
Приложение Е
(рекомендуемое)
Методика построения диаграммы деформирования и кривой малоцикловой усталости на примере стали марки 09Г2С
Е.1 Пример расчета статической и циклической диаграмм деформирования
При отсутствии экспериментальных данных по статическим и циклическим свойствам сталей соответствующие диаграммы деформирования могут быть приближенно определены по типовым прочностным характеристикам трубных сталей. Ниже приведен пример такого расчета для стали 09Г2С [25].
Исходные данные для расчета:
Е = 2·105, s0,2 = 345 МПа; s0,2 = 505 МПа; yf = 69,6.
Статическая диаграмма деформирования рассчитывается по формулам (Д.20)-(Д.23) в следующей последовательности:
Sk = sв(l + 1,4 yf/100) = 997 МПа;
;
.
;
eт = sт/Е = 0,00152.
Циклическая диаграмма деформирования рассчитывается по формулам (Д.24)-(Д.26) в следующей последовательности:
Sт = 2sт = 610 МПа;
eт = 2eт = 0,00304;
;
.
При использовании принципа Мазинга
тk = т0 = 0,138.
Результирующие статические и циклические диаграммы деформирования приведены на рисунках Е.1(а) и Е.1(б).
а |
б |
Деформации |
Деформации |
Рисунок Е. 1 - Статическая (а) и циклическая (б) диаграммы деформирования для стали 09Г2С
Е.2 Пример расчета кривой малоцикловой усталости
При отсутствии экспериментальных данных по усталостным свойствам сталей кривая малоцикловой усталости может быть пересчитана по типовым прочностным статическим характеристикам трубных сталей. Приведем пример такого пересчета для стали 09Г2С.
Исходные данные для расчета:
Е = 2∙105 МПа, s0,2 = 345 МПа, sв = 505, yf = 69,5.
Для данного примера зададим коэффициент асимметрии нагружения r = 0.
Расчет кривой малоциклового разрушения выполняется по алгоритмам, приведенным в приложении Д, в следующей последовательности:
1. Пересчитываем показатель степени тр при пластической компоненте размаха деформаций по формуле
2. При отсутствии экспериментальных данных о величине предела выносливости σ-1 следует пересчитать его по формуле
s-1 = k-1sв,
где
3. При yf < 30 % скорректированное значение относительного сужения следует принять равным yf. Если yf > 30 % скорректированное значение относительного сужения следует пересчитать по формуле
y = 15 + 0,5yf.
Такая коррекция относительного сужения повышает консерватизм модели (дает нижнюю оценку по долговечности) и должна быть выполнена в случае невозможности экспериментальной проверки прогнозирующей способности модели.
Для стали 09Г2С получаем:
тр = 0,5; k-1 = 0,4; s-1 = 202 МПа; y = 69,5 или 49,8 (в зависимости от наличия коррекции сужения сечения).
Показатель степени при упругой компоненте разрушающих деформаций определяем по формуле
те = 0,132 lg (sв/s-1) = 0,0525.
Результаты построения кривой усталости для варианта расчета без коррекции сужения сечения приведены на рисунке Е.2, а с коррекцией сечения - на рисунке Е.3. Маркерами обозначены экспериментальные данные по усталостному разрушению стандартных образцов, изготовленных из стали 09Г2С. Нижние кривые на рисунке построены по формуле (Д.28), верхние - по формуле (Д.27).
Сталь 09Г2С |
Сталь 09Г2С |
Рисунок Е.2 - Кривые усталости без учета коррекции сужения поперечного сечения |
Рисунок Е.3 - Кривые усталости с учетом коррекции сужения поперечного сечения |
Приложение Ж
(рекомендуемое)
Методики оценки прочности и трещиностойкости газопроводов
Ж.1 ANSI/ASME B31G и его модификации
Наибольшее распространение к настоящему времени в отечественной и зарубежной практике получил полуэмпирический подход, получивший название «Код B31G». Метод основан на полуэмпирических уравнениях, при выводе которых использованы модель Даг-дейла для пластической зоны, соотношения Фолиаса, учитывающие особенности распределения напряжений у вершины осевой сквозной трещины в цилиндрической оболочке, и эмпирически установленные соотношения, связывающие величину разрушающих напряжений с глубиной повреждения. Для расчета критических напряжений Sf было предложено уравнение
. (Ж.1)
В таблице Ж.1 приведены три модификации базового расчетного подхода.
Таблица Ж.1 - Характеристики трех модификаций расчетных методов
Объект сравнения |
ASME B31G |
Kiefner&Vieth (RSTRENG) |
Hopkins |
|
1,1 SMYS |
(SMYS + 68,9), МПа |
1,15 SMYS |
L/(Dt)1/2 |
£ 4,478 |
£ 7,071 |
Короткие дефекты |
α |
2/3 |
0,85 |
1 |
М |
|
(2)1 |
|
L/(Dt)1/2 |
> 4,478 |
> 7,071 |
Длинные дефекты |
α |
1 |
0,85 |
1 |
М |
∞ |
(3)1 |
∞ |
Примечание - Формулы для расчета коэффициента М вынесены за пределы ячеек: ; (Ж.2) (Ж.3) |
Ж.2 Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени опасности
Применяемый расчетный критерий основан на модификации представленного выше подхода ANSI/ASME B31G.
Суть предложенных изменений состоит:
- в модификации формулы для вычисления значения мультиплицирующего коэффициента Фолиаса;
- определении значения разрушающих напряжений для выбранного типоразмера труб на основе обработки данных о фактически произошедших разрушениях;
- сведении исходного дефекта к расчетному путем выделения некоторой эффективной его части с минимальной прочностью.
На основе такого подхода была разработана «Временная инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности» (1995 г.) и после доработки - «Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности» (1997 г.).
Ж.3 Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжированию по степени опасности и определению остаточного ресурса (ВРД 39-1.10-004-99)
В методике постулировано утверждение о том, что разрушение в газопроводе с трещиной произойдет при нарушении критериальных условий в некотором характерном объеме материала с характерным размером ρ, являющимся константой материала, отражающей чувствительность металла к концентрации напряжений.
Значения условных упругих расчетных напряжений в окрестности фронта трещины оцениваются на основе известного решения о распределении напряжений в теле с трещиной нормального отрыва. По результатам сравнения полученных значений компонент условных упругих напряжений, вычисленных на расстоянии ρ от фронта, с номинальными значениями напряжений вычисляют упругие коэффициенты концентрации напряжений aе, а по ним на основе соотношений Нейбера оцениваются коэффициенты концентрации напряжений и деформаций в упруго-пластической области. После чего соответствующую комбинацию значений компонент деформаций подставляют в критериальные соотношения.
В методике введены две категории предельных состояний: разрушение и исчерпание несущей способности. Согласно методике разрушение происходит в момент достижения предельной деформационной способности элемента металла, наступающий при выполнении следующего условия:
. (Ж.4)
В формуле (Ж.4) e0, e0f - текущее и предельное (разрушающее) значения объемной деформации, ei, eif - текущее и предельное (разрушающее) значения интенсивности деформаций.
Критерий исчерпания несущей способности элемента металла представлен в следующем виде:
. (Ж.5)
В формуле (Ж.5) первое слагаемое отражает влияние объемности деформированного состояния на уровень предельной равномерной деформации eiu, je - угол подобия девиатора деформаций, коэффициент e0u = -0,5. В качестве расчетного из двух предельных состояний (Ж.4) и (Ж.5) принимают то, которое наступает раньше при меньших значениях нагрузок.
Применение предложенных методов расчета трубопроводов с трещиноподобными дефектами предполагает использование в качестве констант материала помимо показателей, определяющих диаграмму деформирования (предела текучести sт, коэффициента деформационного упрочнения m), еще пяти параметров e0f, eif, e0u, eiu и r, значения которых должны быть определены экспериментально или назначены исходя из дополнительных соображений.
Ж.4 Оценка прочности по критериям нелинейной механики разрушения
В практике расчетов прочности и трещиностойкости широкое распространение получили методики, основанные на применении критериев интерполяционного типа. В основу критериев положен принцип граничной интерполяции, состоящий в том, что решение для промежуточных состояний представляется в форме интерполяционных соотношений между имеющимися граничными решениями, соответствующими двум альтернативным механизмам разрушения - хрупкому и вязкому.
Наиболее известной методикой из этой группы является так называемая диаграмма «целостность-разрушение», или диаграмма R6. Современная форма этой диаграммы предложена Харрисоном, Лузмором и Милном.
В «Рекомендациях по оценке опасности стресс-коррозионных дефектов, выявленных по результатам внутритрубной диагностики участков трубопроводов» (ВНИИГАЗ, 2005 г.) и в [16] использован критерий трещиностойкости интерполяционного типа:
. (Ж.6)
В формуле (Ж.6) K1, - максимальное значение коэффициента интенсивности напряжений на фронте трещины; KJC - критическое значение коэффициента интенсивности напряжений, вычисляемое по формуле
, (Ж.7)
JIС - критическое значение J-интеграла, en - значения номинальных деформаций в трубе, ef= e(sf) - предельное значение номинальной растягивающей деформаций в трубе, sf - критические (разрушающие) напряжения, вычисляемые по формуле
, (Ж.8)
g - коэффициент использования материала трубы, s - параметр интерполяции (s = 2), as - форм-фактор (для поверхностных полуэллиптических трещин as = p/4).
Приложение И
(рекомендуемое)
Оценка прочности участка магистрального газопровода с трещиноподобными дефектами
И.1 Общие сведения
И.1.1 Характер исходной информации о дефектах
Расчетный анализ несущей способности основан на результатах внутритрубной диагностики газопровода с параметрами: 1420´16,5; Х70 API 5L; Рp = 5,85 МПа. На отдельных участках газопровода были выявлены трещиноподобные дефекты. Для проведения анализа были использованы данные о дефектах № 6 и № 11 (по классификации диагностических служб). На рисунках И.1 и И.2 показаны вид сверху на участок трубы с дефектом и профиль дефекта № 6.
Рисунок И.1 - Исходный трещиноподобный дефект
Продольная координата X, мм
Рисунок И.2 - Профиль дефекта
Профили дефектов были определены на основе измерений, выполненных вдоль продольной оси трубы с шагом Dа = 25-30 мм. В обоих случаях исходное повреждение представляло собой не единый дефект, а группу трещиноподобных дефектов, ориентированных преимущественно вдоль продольной образующей трубы и расположенных в пределах цилиндрического сегмента шириной L = 100 мм (примерно по 50 мм влево и вправо от продольной оси симметрии сегмента). Поэтому в качестве исходных были приняты профили, получены проецированием максимальных глубин трещиноподобных дефектов, зафиксированных при измерениях, на плоскость, проходящую вдоль продольной оси сегмента перпендикулярно поверхности трубы.
И.1.2 Особенности схематизации дефектов
На этапе схематизации дефектов использованы два способа построения расчетных аналогов исходного дефекта, различающихся между собой типом используемой исходной информации о дефекте. Первый способ, далее обозначаемый как А1, предусматривает использование данных о площади F и длине исходного дефекта h1. Второй, обозначаемый далее А2 - данных о длине h1 и максимальной глубине дефекта h2. По результатам схематизации были получены размеры расчетных дефектов аналогов, в качестве которых были приняты поверхностные полуэллиптические трещины длиной 2а и глубиной b. Принципы схематизации исходного дефекта расчетным аналогом проиллюстрированы на рисунке И.3.
Рисунок И.3 – Схематизация трещиноподобного дефекта расчетным аналогом в зависимости от степени полноты исходной информации
И.1.3 Особенности подготовки данных для прочностного расчета
Прочностной расчет степени опасности дефектов выполнен на основе данных о физико-механических свойствах (ФМС) стали класса прочности Х70 API 5L, полученных из различных отечественных и зарубежных источников. Были выполнены две группы расчетов. Первая группа (далее обозначена Р1) выполнена на основе данных, приведенных в технических условиях (ТУ) на поставку труб, соответствующих минимальным, гарантируемым заводом-поставщиком значениям.
Вторая группа расчетных данных о физико-механических свойствах трубных сталей сформирована на основе показателей, определенных при испытаниях конкретной партии труб. Наличие такого рода индивидуализированной информации, обозначаемой в дальнейшем Р2, делает возможным проведение уточненного расчета несущей способности труб с трещиноподобными дефектами с использованием данных о реально располагаемых характеристиках прочности и трещиностойкости.
И.1.4 Система кодировки вариантов расчета
Для идентификации выполненных вариантов расчета были использованы шести- и семизначные комбинации вида №ХАХРХ.
№Х - номер дефекта по классификации, № 6 или № 11;
АХ - идентификатор способа построения расчетного дефекта-аналога А1 или А2;
РХ - тип данных о свойствах стали, Р1 или Р2.
В таблице И.1 приведены номера выполненных расчетов с расшифровкой кодировки.
Таблица И.1 - Кодировка выполненных расчетов
Код варианта расчета |
Номер дефекта |
Способ аппроксим. дефекта |
Тип данных о ФМС |
№ 6А1Р1 |
6 |
А1 |
Р1 |
№ 6А2Р1 |
6 |
А2 |
Р1 |
№ 6А1Р2 |
6 |
А1 |
Р2 |
№ 6А2Р2 |
6 |
А2 |
Р2 |
№11А1Р1 |
11 |
А1 |
Р1 |
№11А2Р1 |
11 |
А2 |
Р1 |
№ 11А1Р2 |
11 |
А1 |
Р2 |
№ 11А2Р2 |
11 |
А2 |
Р2 |
И.2 Подготовка исходных данных
И.2.1 Геометрические характеристики исходных дефектов
Дефект № 6:
Длина h1= 775 мм
Максимальная глубина h2 = 12,87 мм
Площадь дефекта F = 5000 мм2
Дефект № 11:
Длина h1 = 1710 мм
Максимальная глубина h2= 13,5 мм
Площадь дефекта F = 11200 мм2
И.2.2 Схематизация дефектов
Вариант № 6А1
Задана площадь исходного трещиноподобного дефекта F и его протяженность вдоль продольной образующей h1 Размеры эквивалентного расчетного дефекта определим на основе следующих соотношений:
a = h1/2, (И.1)
b = 2(4 + π)F/(π2 h1), (И.2)
Подставив в формулы (И.1) и (И.2) численные значения, получим:
мм,
мм.
Вариант № 6А2
Задана длина исходного дефекта в продольном направлении h1 и максимальная глубина h2. Размеры эквивалентного расчетного дефекта определим на основе следующих соотношений:
а = h1/2, (И.3)
b = h2. (И.4)
В соответствии с ними имеем: а = 387 мм, b = 12,87 мм.
Вариант № 11А1
Задана площадь исходного трещиноподобного дефекта F и его протяженность вдоль продольной образующей h1 Размеры эквивалентного расчетного дефекта определим на основе формул (И.1) и (И.2):
мм,
b = 2(4 + π)F/(π2 h1) = 2(4 +3,14) ∙ 11200/(3,142 ∙1710) = 9,47 мм.
Вариант № 11А2
Задана длина исходного дефекта в продольном направлении h1 и максимальная глубина h2. Размеры расчетного дефекта определим по формулам (И.3) и (И.4):
мм,
b = h2 = 13,5 мм.
И.2.3 Физико-механические характеристики труб
Трубы изготовлены из стали класса прочности Х70 по стандарту API 5L. В таблице И.2 приведены данные о прочностных и деформативных характеристиках, а в таблице И.3 - характеристики трещиностойкости сталей данного класса.
Таблица И.2 - Характеристики прочности и деформативности стали Х70
Исходные данные о прочностных и деформационных свойствах сталей |
Параметры аппроксимации по Рамбергу-Осгуду |
||||
Марка стали, (Т,° K) |
Усл. пр. тек., (МПа) |
Врем, сопр., (МПа) |
Пред. деф. eв |
sу (МПа) |
n |
1 Х70 API 5L (293) |
500 |
629 |
0,22 |
477,55 |
19,44 |
2 Х70 API 5L (243) |
542 |
662 |
0,231 |
525,53 |
23,0 |
3 X70 API 5L (213) |
541 |
698 |
0.217 |
519,44 |
17,79 |
4 Х70 API 5L (мин. тр.) |
482 |
565 |
0,18 |
4464,99 |
26,59 |
Таблица И.3 - Характеристики трещиностойкости стали Х70
Марка стали |
Темп, исп., °K |
KIC, МПа∙м1/2 |
JIC, МДж/м2 |
dc, мм |
KIC, МПа∙м1/2 |
1X70 API 5L |
293 |
68 |
0,40 |
0,410 |
300 |
-»- |
243 |
78 |
0,38 |
0,396 |
300 |
-»- |
213 |
84 |
0,32 |
0,300 |
268 |
И.2.4 Характеристики участка газопровода
Диаметр d = 1,42 м
Толщина стенки t = 0,0165 м
Рабочее давление Рраб= 5,85 МПа
Номинальные рабочие кольцевые напряжения
И.2.5 Сводка исходных данных для расчета
Геометрические характеристики эквивалентных расчетных дефектов, полученные по результатам схематизации, приведены в таблице И.4, а данные о физико-механических характеристиках основного металла приведены в таблице И.5.
Таблица И.4 - Геометрические характеристики расчетных дефектов
№ |
Тип дефекта |
Полудлина а, м |
Глубина b, м |
u = b/t |
6А1 |
ПППТ1) |
0,387 |
0,00934 |
0,566 |
6А2 |
|
0,387 |
0,01287 |
0,78 |
11А1 |
|
0,885 |
0,00947 |
0,574 |
11А2 |
|
0,885 |
0,0135 |
0,818 |
1) Полуэллиптическая продольная поверхностная трещина. |
Таблица И.5 - Расчетные физико-механические характеристики стали Х70
Исходные данные о прочностных и деформационных свойствах стали по результатам испытаний стандартных образцов |
Параметры диаграммы деформирования по Рамбергу-Осгуду |
||||||
Сталь (тип данных) |
Усл. пр. текуч., (МПа) |
Времен, сопр., (МПа) |
Пред. деф. eв |
KIC, МПа∙м1/2 |
Коэфф. исп. мат. |
sу (МПа) |
n |
Х70 (Р1) |
485 |
565 |
0,18 |
268 |
1,0 |
464,99 |
26,59 |
Х70 (Р2) |
500 |
629 |
0,22 |
300 |
1,0 |
477,55 |
19,44 |
И.3 Результаты расчета
На рисунках И.4 и И.5 показаны критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420×16,5 Х70 API 5L с рабочим давлением Рp = 5,85 МПа, полученные, соответственно, на основе расчета несущей способности труб с использованием минимальных гарантированных и индивидуализированных показателей прочности и трещиностойкости (варианты Р1 и Р2) при коэффициенте запаса по разрушающим напряжениям ns = 1,0. Граница области критических размеров трещин показана на рисунках сплошной линией. Трещины, образы которых расположены ниже граничной кривой, не являются критическими, т.е. не приведут к разрушению трубопроводной конструкции при данном уровне напряжений, действующих в трубе. Дефекты, расположенные на граничной кривой и выше нее, согласно расчету являются критическими.
Пунктиром на рисунках показаны вспомогательные линии. Верхняя линия проведена на уровне, равном толщине стенки трубы. Средняя линия обозначает глубину несквозного дефекта, при достижении которой несквозной дефект должен быть переаттестован в сквозной дефект. Эксплуатация газопровода с дефектом такой глубины не допускается. Ордината нижней пунктирной линии равна глубине критической краевой трещины.
Маркерами на рисунке показаны образы эквивалентных расчетных дефектов № 6 и № 11. Как было отмечено выше, для каждого из двух рассмотренных дефектов было построено по два дефекта-аналога. Треугольными маркерами показаны дефекты-аналоги, полученные на основе А1-аппроксимации, ромбическими - на основе А2-аппроксимации.
На рисунке И.6 маркером 3 отмечена линия границы области критических размеров дефектов, рассчитанная с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям ns = 1,5 на основе минимальных значений характеристик прочности и трещиностойкости (вариант Р2). Дефекты, образы которых располагаются непосредственно на граничной кривой, разрушатся при напряжениях, превышающих действующие рабочие напряжения в ns = 1,5. На рисунке И.6 приведены линии границы области критических размеров дефектов, показанные ранее на рисунках И.4 и И.5 (маркеры 2 и 1).
Полудлина трещины а, м
Рисунок И.4 - Критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420´16,5 Х70 API 5L с рабочим давлением Рp = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб с использованием минимальных гарантированных показателей прочности и трещиностойкости (вариант Р1); расчет выполнен с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям nσ = 1,0
Полудлина трещины а, м
Рисунок И.5 - Критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420×16,5 Х70 API 5L с рабочим давлением Рp = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб с использованием индивидуальных показателей прочности и трещиностойкости (вариант Р2); расчет выполнен с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям nσ = 1,0
Полудлина трещины а, м
Рисунок И.6 - Критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420×16,5 Х70 API 5L с рабочим давлением Рp = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб с использованием минимальных гарантированных показателей прочности и трещиностойкости (вариант Р2); расчет выполнен с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям nσ = 1,5 (показана зеленым цветом)
Важным этапом расчета является выбор способа построения дефекта-аналога. Для дефектов с регулярным (гладким) профилем проблем с аппроксимацией нет, в то время как для дефектов с существенно неоднородным профилем уже на этапе схематизации исходного дефекта дефектом-аналогом может вноситься в расчет заметная погрешность. Применительно к дефектам № 6 и № 11 вариант построения дефекта-аналога на основе А2-аппроксимации приводит к завышению расчетной глубины дефекта-аналога. Для получения заведомо нижних оценок несущей способности целесообразно применять вариант А2, в остальных случаях более предпочтительным является способ построения дефекта-аналога на основе А1-аппроксимации.
Приложение К
(рекомендуемое)
Расчетная оценка ресурса участка газопровода с трещиноподобными дефектами
К.1 Общая характеристика расчетной процедуры оценки ресурса
Процедура расчетно-экспериментальной оценки работоспособности и ресурса газопроводных конструкций при наличии в них трещин или трещиноподобных дефектов предусматривает последовательное выполнение следующих этапов:
1. Оценка напряженно-деформированного состояния (НДС) расчетного участка;
2. Аппроксимация исходного трещиноподобного дефекта расчетным дефектом;
3. Расчет предельных (разрушающих) значений напряжений и/или деформаций, соответствующих конкретному дефекту;
4. Расчет критических размеров дефектов при заданном (текущем) уровне НДС;
5. Оценка прочности конструкции при заданном уровне дефектности;
6. Прогнозная расчетно-экспериментальная оценка скорости развития дефектов;
7. Расчетная оценка остаточного ресурса трубопроводной конструкции.
Этапы 1-5 объединены в блок оценки прочности, который предшествует выполнению этапов 6 и 7, входящих в блок оценки ресурса.
Сведения об алгоритмах и методах оценки работоспособности участка газопровода с трещинами, составляющих содержание этапов 1-5, рассмотрены в приложениях Ж и И. Ниже кратко рассмотрены вопросы, относящиеся к этапам 6 и 7.
Оценка ресурса состоит в расчетно-экспериментальном определении наработки объекта от момента ввода в эксплуатацию или момента проведения соответствующих оценок до момента его перехода в предельное состояние.
В основу предварительного анализа повреждающих факторов и механизмов деградации свойств объекта, влияющих на ресурс, положено предположение о том, что в общем случае для участка трубопровода характерными являются следующие четыре группы причин, порождающих эти явления:
1. Старение материала - изменение свойств материалов труб и сварных соединений в процессе эксплуатации под действием факторов внешней среды и нагрузок;
2. Накопление усталостных повреждений и развитие дефектов в наиболее нагруженных элементах трубопроводной конструкции под действием комплекса повторно- переменных нагрузок и воздействий механической природы;
3. Коррозионные процессы, связанные с выраженной потерей материала, типа общей и локальной коррозии труб;
4. Сложные комбинированные коррозионно-механические явления, прежде всего коррозионное растрескивание под напряжением.
По отношениям к дефектам и повреждениям, возникающим при коррозионном растрескивании, различают две фазы развития - инкубационную стадию и стадию подрастания макроскопического дефекта. Продолжительность инкубационной стадии, определяемой от момента первичного приложения к конструкции коррозионно-механических нагрузок до момента образования макроскопического трещиноподобного дефекта при коррозионном растрескивании, может быть оценена на основе соответствующих расчетных моделей, связывающих максимальные напряжения (размахи напряжений) с временным параметром.
Скорость роста трещин коррозионного растрескивания при квазистатическом нагружении определяется скоростью роста максимальной из наблюдаемых микротрещин и также может быть приближенно оценена на основе расчетных моделей, рассмотренных в приложении Г или на основе данных натурных наблюдений.
Основанием для рассмотрения усталостных явлений в качестве одного из механизмов накопления повреждений является наличие переменных нагрузок и воздействий, приводящих к возникновению в одной или нескольких точках или сечениях трубопроводной конструкции компонент напряжений, величина которых зависит от временного параметра (календарного времени или наработки). В приложении Г рассмотрены кинетические уравнения роста трещиноподобных дефектов при циклическом нагружении.
К.2 Оценка развития дефектов по результатам периодических инспекций
Наиболее распространенным на практике способом получения прогнозных оценок развития коррозионных и коррозионно-механических повреждений до настоящего времени остается сопоставление данных периодического контроля за основными параметрами дефектов, получаемых средствами внутритрубной дефектоскопии. Сопоставление диагностических данных ряда последовательно проведенных инспекций позволяет приближенно рассчитать скорость подрастания дефекта на предшествующих временных интервалах и на этой основе сделать оценочный прогноз на будущее.
К.3 Расчетная оценка остаточного ресурса трубопроводной конструкции
Составной частью анализа степени опасности выявленных дефектов, по результатам которого может быть принято решение об остановке, ремонте или продолжении эксплуатации трубопровода, является получение прогнозных оценок кинетики дефектов, т.е. характеристик возможного развития дефекта в предполагаемых условиях эксплуатации.
На рисунке К.1 показаны границы областей критических (нижняя кривая) и закритических (верхняя кривая) дефектов, рассчитанные на основе критерия трещиностойкости при статическом нагружении. Верхняя граничная кривая на рисунке К.1 построена из условия фактического нарушения условия трещиностойкости при заданном уровне напряжений в трубе. Нижняя граничная кривая является геометрическим местом образов дефектов, для которых коэффициент запаса по разрушающим напряжениям равен нормативному. Дефекты, образы которых расположены между двумя границами, согласно прогнозу не должны привести к разрушению при действующем уровне напряжений, но при этом имеют коэффициент запаса ниже нормативно заданного.
Маркерами на рисунке К.1 показаны образы трех трещиноподобных дефектов.
Абстрагируясь от причин и конкретного механизма развития дефекта, на рисунках К.2(а) и К.2(б) схематично показаны графики, иллюстрирующие прогнозные зависимости роста полудлины и глубины трещины 1 от продолжительности эксплуатации. По оси абсцисс отложено календарное время, отсчитываемое от момента обнаружения дефекта, t1. Маркерами отмечены размеры дефекта в некоторые характерные моменты времени. На основе этой зависимости на рисунке К.1 прерывистой линией в параметрической форме показана эволюция дефекта 1 от момента обнаружения t1 до момента времени t3, соответствующего фактическому нарушению условия прочности. Приведенная зависимость является прогнозной, рассчитанной на основе совокупности фактических данных, доступных в момент t1. Реальное развитие дефекта может в большей или меньшей степени отличаться от прогнозируемого.
Полудлина трещины а, м
Рисунок К.1 - Оценка прочности и ресурса участка газопровода по критерию роста продольного поверхностного трещиноподобного дефекта
а |
б |
Рисунок К.2 - Зависимость длины и глубины трещиноподобного дефекта от временного параметра
В соответствии с принятым механизмом принятия решений дефект должен быть признан критическим в момент времени tcr = tA, соответствующий моменту нарушения критериального условия (точка А на рисунке К.1).
Таким образом, располагаемый остаточный ресурс трубопроводной конструкции на момент проведения обследования tl составляет, согласно прогнозу, Dt = tcr = t1
Прогнозные оценки могут быть скорректированы по результатам выполненных инспекций технического состояния. Так, маркер В представляет собой образ дефекта 1, зафиксированный при инспекции в момент времени tВ. Проводя линейную экстраполяцию, получаем скорректированное значение остаточного ресурса Dt = tС = tB.
Библиография
Федеральный закон от 21 июля 1997 г. №
116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»
Руководящий документ Госгортехнадзора России РД
03-484-02
Положение о порядке продления срока безопасной
эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных
производственных объектах
Руководящий документ Госгортехнадзора России РД
08-204-98
Порядок уведомления и представления
территориальным органам Госгортехнадзора информации об авариях, аварийных
утечках и опасных условиях эксплуатации объектов магистрального
трубопроводного транспорта газов и опасных жидкостей
Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-246-98
Правила проведения экспертизы промышленной
безопасности
Руководящий документ Госгортехнадзора России РД
03-298-99
Положение о порядке утверждения заключения
экспертизы промышленной безопасности
Руководящий документ ОАО «Газпром» РД-51-2-97
Инструкция по внутритрубной инспекции
трубопроводных систем
Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД
39-1.10-026-2001
Методика оценки фактического положения и
состояния подземных трубопроводов
Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-606-03
Инструкция по визуальному и измерительному
контролю
Инструкция по оценке дефектов труб и
соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных
газопроводов (утверждена ОАО «Газпром» 28 декабря 2006 г.)
Методические рекомендации по натурным измерениям
напряженного состояния магистральных газопроводов (утверждена Мингазпромом
СССР 27 июня 1984 г.)
Р Газпром 2-2.1-160-2007
Открытая стандартная модель данных по
трубопроводным системам
Руководящий документ ОАО «Газпром» РД
51-4.2-003-97
Методические рекомендации по расчетам
конструктивной надежности магистральных газопроводов
Безопасность России. Правовые,
социально-экономические и научно-технические аспекты. Безопасность
трубопроводного транспорта. - М.: МГФ «Знание», 2002
Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД
39-1.10-006-2000*
Правила технической эксплуатации магистральных
газопроводов
Рекомендации по контролю напряженного состояния магистральных
газопроводов (утверждены Мингазпромом СССР 4 апреля 1989 г.)
Методика о порядке продления срока безопасной
эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром» (утверждена ОАО
«Газпром» 18 февраля 2003 г.)
Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД
39-1.10-023-2001
Инструкция по обследованию и ремонту
газопроводов, подверженных КРН, в шурфах
Рекомендации ОАО «Газпром» Р
51-31323949-42-99
Рекомендации по оценке работоспособности
дефектных участков газопроводов
Рекомендации по оценке прочности и устойчивости
эксплуатируемых МГ и трубопроводов КС (утверждены ОАО «Газпром» 24 ноября
2004 г.)
Методы механических испытаний металлов и сварных
соединений. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения)
при статическом нагружении: Методические указания. - М.: МНТК «Надежность
машин», 1990
Расчеты прочности элементов конструкций при
малоцикловом нагружении: Методические указания. - М.: МНТК «Надежность
машин», 1987
Методы механических испытаний металлов.
Определение характеристик трещиностойкости при циклическом нагружении:
Методические указания. - М.: МНТК «Надежность машин», 1993
Сопротивление материалов деформированию и
разрушению: Справочное пособие. - (часть 2). - Киев: Наукова Думка, 1994
Гусенков А.П. Свойства диаграмм циклического
деформирования при нормальных температурах // Сопротивление деформированию и
разрушению при малом числе циклов нагружения. - М.: Наука, 1967
Промышленные нормы атомной энергетики ПНАЭ
Г-7-002-86
Нормы расчета на прочность оборудования и
трубопроводов атомных энергетических установок
[26]
Махутов Н.А. Деформационные критерии разрушения и
расчет элементов конструкций на прочность. - М.: Машиностроение, 1981
[27]
Серенсен С.В., Шнейдерович P.M., Гусенков А.П. и
др. Прочность при малоцикловом нагружении. Основы методов расчета и испытаний.
- М.: Наука, 1975
Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» |
||
Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-484-02 |
Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах |
|
Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08-204-98 |
Порядок уведомления и представления территориальным органам Госгортехнадзора информации об авариях, аварийных утечках и опасных условиях эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта газов и опасных жидкостей |
|
Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-246-98 |
Правила проведения экспертизы промышленной безопасности |
|
Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-298-99 |
Положение о порядке утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности |
|
Руководящий документ ОАО «Газпром» РД-51-2-97 |
Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем |
|
Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-026-2001 |
Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов |
|
Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-606-03 |
Инструкция по визуальному и измерительному контролю |
|
Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов (утверждена ОАО «Газпром» 28 декабря 2006 г.) |
||
Методические рекомендации по натурным измерениям напряженного состояния магистральных газопроводов (утверждена Мингазпромом СССР 27 июня 1984 г.) |
||
Р Газпром 2-2.1-160-2007 |
Открытая стандартная модель данных по трубопроводным системам |
|
Руководящий документ ОАО «Газпром» РД 51-4.2-003-97 |
Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов |
|
Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Безопасность трубопроводного транспорта. - М.: МГФ «Знание», 2002 |
||
Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-006-2000* |
Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов |
|
Рекомендации по контролю напряженного состояния магистральных газопроводов (утверждены Мингазпромом СССР 4 апреля 1989 г.) |
||
Методика о порядке продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром» (утверждена ОАО «Газпром» 18 февраля 2003 г.) |
||
Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-023-2001 |
Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах |
|
Рекомендации ОАО «Газпром» Р 51-31323949-42-99 |
Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов |
|
Рекомендации по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых МГ и трубопроводов КС (утверждены ОАО «Газпром» 24 ноября 2004 г.) |
||
Методы механических испытаний металлов и сварных соединений. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении: Методические указания. - М.: МНТК «Надежность машин», 1990 |
||
Расчеты прочности элементов конструкций при малоцикловом нагружении: Методические указания. - М.: МНТК «Надежность машин», 1987 |
||
Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости при циклическом нагружении: Методические указания. - М.: МНТК «Надежность машин», 1993 |
||
Сопротивление материалов деформированию и разрушению: Справочное пособие. - (часть 2). - Киев: Наукова Думка, 1994 |
||
Гусенков А.П. Свойства диаграмм циклического деформирования при нормальных температурах // Сопротивление деформированию и разрушению при малом числе циклов нагружения. - М.: Наука, 1967 |
||
Промышленные нормы атомной энергетики ПНАЭ Г-7-002-86 |
Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок |
|
[26] |
Махутов Н.А. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкций на прочность. - М.: Машиностроение, 1981 |
|
[27] |
Серенсен С.В., Шнейдерович P.M., Гусенков А.П. и др. Прочность при малоцикловом нагружении. Основы методов расчета и испытаний. - М.: Наука, 1975 |
СТО Газпром 2-3.5-252-2008 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |