Промышленная безопасность в системе магистральных нефтепроводов - Ямуров Н.Р.
ISBN 5-94218-006-7
Скачать (прямая ссылка):
Константы Ксг и Кп определяются экспериментально.
А. Прогноз остаточного ресурса бездефектного участка маги-с трального нефтепровода
Анализ фактического режима эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что металл трубы чаще всего работает в пределах упругости, поэтому вышеупомянутое уравнение можно записать в виде:
После интегрирования получим формулу для вычисления остаточного ресурса бездефектного участка трубы (без концентраторов напряжений):
'р _ О
Ч “
V
ехр(-/к„[оо]^ст0о /[о0]),
где S0 = S (0) — толщина стенки трубы на момент окончания диагностирования; <Jq — кольцевые напряжения в стенке трубопровода на момент окончания диагностирования; [CTq] — предельные кольцевые напряжения в стенке трубы.
Допустимое расчетное давление в трубе регламентируется действующей нормативной базой следующим образом:
^ 2Smoaky
»klknDBHKS
где DBfl — внутренний диаметр трубы, т — коэффициентусловий работ ы, п — коэффициент надежности по нагрузке, — коэффициент надежности по материалу, кн — коэффициент надежности по назначению трубы, к у — коэффициент упрочнения материала, К$— коэффициент деформационного старения, определяемый по выражению К$ = 1 + 0,02 5 (.'.,кв • Ч\ где Т— время эксплуатации в годах, ('жа —¦ эквивалент углерода, выраженный в процентах, ('.)Ки С + Мп / 6.
Поскольку величина кольцевых напряжений в стенке трубы в зависимости от внутреннего давления определяется соотношением
Р D
п "" ,
°о -
2S
и
с учетом значений допустимого расчетного давления получим выражение для определения предельных кольцевых напряжений:
Н = —
пк | А"н К$
При разработке динамического показателя технического риска может быть использовано выражение для статического показателя
где Рф — фактическое, а Ркр — предельное давление в сечении трубопровода. Тогда
Полученное соотношение дает возможность вычислить величину динамического технического риска по известному значению статического технического риска
Проведенные исследования показали, что выведенное нами соотношение для прогнозирования остаточного ресурса бездефектного участка магистрального нефтепровода может быть использовано также для участков трубопровода с дефектами типа расслоение основного металла (в случае, если поверхность расслоения эквидистантна срединной поверхности стснки трубы).
Ь. Прогноз остаточного ресурса дефектное участка магистрального нефтепровода
Наличие дефектов в стенке трубы приводит к повышению уровня напряженности металла и, следовательно, снижению ресурса. Многие из дефектов вызывают в металле локальные пластические деформации, усиливающие скорость повреждаемости.
Коэффициент концентрации пластических деформаций (КЕ) определяется по известному значению теоретического коэффициента концентрации напряжений (аа) на основании гипотезы Нейбера и степенного характера упрочнения стали. Поскольку в условиях недогрузки трубопровода факгическис напряжения в стенке трубопровода существенно ниже предела текучести (ст^ < ст-j), указанное соотношение можно записать в виде
и интегральное уравнение можно записать в виде
о
где К{ параметр, определяемый по формуле Kz = ?пи1Х / Ен ; ьтах, ?„ — максимальные и номинальные деформации, п — коэффициент деформационного упрочнения стали (п = 0,3).
Для оценки влияния концентрации напряжений на разрушающее окружное напряжение трубы ст0кр вводится коэффициент а.1р, характеризующий чувствительность стали к дефектам и представляющий собой отношение разрушающих напряжений трубы с дефектом (с>окр) к разрушающему напряжению бездефектной трубы (а()кр ):
/ ОМ
атр “ °0кр ' а0кр ¦
Для консервативной оценки прочности (запас прочности) труб допускается определение параметра о.1р на плоских образцах, вырезанных из труб с острым надрезом или трещиной.
Предельное разрушающее окружное напряжение п бездефектной трубы определяется по формуле
ОМ _ 2 / п
°°К" лЛ [IS
где е — основание натурального логарифма, (' и и — константы кривой упрочнения стали (для трубных сталей С = 860- 1100 МПа, п = 0,1—0,3).
Предельное окружное напряжение с учетом дефекта (повреждения) стенки определяются по формуле
ОМ/, 0.3 \
Ст0кр СТ1р 'СТ0кр ( " mU 'т( ];
где /иЛ = /г/.S"q ¦ h — глубина дефекта (повреждения), >пе = (ID. (. -протяженность дефекта (повреждения), D — диаметр трубы.
По величине скорости коррозии и() и критических напряжений определяется величина tQ:
