Критерии оценки степени опасности выявленных стресс-коррозионных дефектов

 

Оценку прочности газопровода со стресс-коррозионными дефектами, выявленными в результате ВТД и (или) технического диагностирования в шурфах, проводят с учетом требований СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*.

Исходными данными для проведения расчета на прочность являются:

- геометрические параметры труб;

- механические характеристики трубной стали;

- расчетные напряжения, соответствующие условиям нагружения и режиму эксплуатации газопровода;

- данные о расположении, конфигурации и размерах выявленных дефектов, а также их эквивалентных аналогах.

Для определения геометрических параметров труб ‒ D, d ‒ используют данные сертификата на поставку труб или прямых измерений фактических размеров труб и толщину стенки труб корректируют с учетом минусового допуска.

Перечень необходимых для расчета механических характеристик трубной стали включает:

σ_в ‒ нормативный или фактический предел прочности, МПа;

KCV ‒ нормативное или фактическое значение ударной вязкости, Дж/см²;

K_1С‒ нормативное или фактическое значение вязкости разрушения, МПа·м^1/2.

В качестве нормативных характеристик трубной стали принимают минимальные гарантированные значения предела прочности, предела текучести, ударной вязкости, установленные НД (национальными стандартами или техническими условиями) на материал труб.

При отсутствии сертификатов на трубы требуемые значения механических характеристик трубной стали определяют по ВРД 39-1.11-014-2000.

Для получения фактических значений характеристик трубной стали используют экспериментальные методы определения:

- предела прочности по ГОСТ 1497;

- ударной вязкости по ГОСТ 9454;

- критического значения вязкости разрушения K_1С по ГОСТ 25.506.

При отсутствии данных по вязкости разрушения материала используют эмпирическую зависимость, дающую консервативную оценку значения K_1С, МПа·м^1/2:

(1.1)

Расчет параметров НДС в газопроводе осуществляют любыми корректными численными или аналитическими методами, например, по СНиП 2.05.06-85*, методами строительной механики или на основе специализированных методик.

При отсутствии достоверных данных о фактическом НДС в газопроводе расчет на прочность производят в предположении равномерного распределения номинальных напряжений по сечению труб. Исходную задачу сводят к условиям одноосного нагружения, а возможным изменением (неоднородностью) напряжений вдоль оси дефекта пренебрегают.

Для продольных стресс-коррозионных дефектов максимальные растягивающие кольцевые напряжения σ_кц вычисляют по формуле:

(1.2)

где Р_р ‒ рабочее давление, МПа.

Для поперечных стресс-коррозионных дефектов максимальные растягивающие продольные напряжения σ_пр от нормативных нагрузок и воздействий: внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба - при проектном положении газопровода вычисляют по формуле:

(1.3)

где  ‒ напряжения от осевых нагрузок;

      ‒ напряжения от изгибающих нагрузок.

Все стресс-коррозионные дефекты в газопроводе, выявленные в результате ВТД и (или) технического диагностирования в шурфах, заменяют эквивалентными трещинами на основе алгоритмов схематизации, представленных в приложении Б в СТО Газпром 2-2.3-173-2007.

Для оценки прочности газопровода со стресс-коррозионным дефектом используют двухпараметрический критерий, учитывающий взаимодействие двух механизмов разрушения: вязкого разрыва перемычки между трещиной и внутренней поверхностью газопровода и разрыва стенки вследствие продвижения хрупкой трещины, по формуле:

(1.4)

где K₁ ‒ максимальное расчетное значение коэффициента интенсивности напряжений на фронте трещины, МПа·м^1/2;

   σ_нетто ‒ напряжения, действующие в нетто-сечении стенки трубы с трещиной.

Для продольного стресс-коррозионного дефекта максимальное расчетное значение K 1 входящее в формулу (1.4), вычисляют по формуле:

(1.5)

где b ‒ максимальная глубина эквивалентной трещины, мм;

   F ‒ поправочная функция;

   Ф ‒ полный эллиптический интеграл второго рода, вычисляемый по формуле:

(1.6)

где d ‒ толщина стенки трубы, мм;

   а ‒ полудлина эквивалентной трещины, мм;

Для поперечного стресс-коррозионного дефекта максимальное расчетное значение K₁, входящее в формулу (1.4), вычисляют по формуле:

 (1.7)

где M_n и M_m ‒ корректирующие коэффициенты соответственно при мембранной и изгибной составляющей продольных напряжений.

Для продольного стресс-коррозионного дефекта величину напряжений, действующих в нетто-сечении стенки трубы, вычисляют по формуле:

(1.8)

где k_р ‒ коэффициент, вычисляемый по формуле

(1.9)

где А ‒ площадь эквивалентной трещины в плоскости осевого сечения стенки трубы, мм²;

   А₀‒ первоначальная площадь осевого сечения стенки трубы в плоскости эквивалентной трещины, мм²,

   f_sh ‒ коэффициент, учитывающий геометрические параметры эквивалентной трещины и трубы, вычисляемый по формуле:

(1.10)

где D_cp ‒ диаметр срединной поверхности трубы, мм, вычисляемый по формуле:

 (1.11)

Для поперечного стресс-коррозионного дефекта величину напряжений, действующих в нетто-сечении стенки трубы вычисляют по формуле:

(1.12)