Главная -> Словарь

Кольцевых растягивающих

ла. Роль растягивающих кольцевых напряжений в стенке трубы сводится к дискретному механическому разрушению металла по достижении определенной концентрации напряжений, образовавшейся в результате предшествующей электрохимической коррозии. Механическое продвижение трещины вызывает обнажение ювенильной поверхности, и коррозионная среда за счет капиллярных сил быстро проникает к этой поверхности. Далее наступает стадия продвижения трещины в результате интенсивной электрохимической коррозии.

, исследуемый магистральный нефтепровод в условиях корро-зионно-усталостного нагружения не смог бы обеспечить работу в течение нормативного срока службы. Величины растягивающих кольцевых напряжений в рассмотренных случаях при внутренних давлениях Р = 5,5 МПа и Р = 4,8 МПа составляли 0,8 стт и 0,7ат соответственно. Итак, для магистральных нефтепроводов, работающих в условиях малоцикловой коррозионной усталости, может быть введено ограничение предельной величины кольцевых растягивающих напряжений, равное 0,7сгт . Близкие значения величин кольцевых растягивающих напряжений оговорены в стандартах ряда зарубежных стран, например в Американском стандарте ASME B31.4 она составляет 0,72

Изучение характера распространения трещин показало, что они развиваются хрупко от внешней поверхности трубы с вязким доломом на ее внутренней поверхности . В сечении стенки трубы часто наблюдалось ветвление трещин. Следует отметить, что они развиваются в направлении, перпендикулярном плоскости действия кольцевых растягивающих напряжений, являющихся максимальными в сложном напряженном состоянии трубы под действием внутреннего давления. Микроструктурные исследования характера распространения трещин показывают, что зарождающаяся микротрещина имеет меж- или транскристаллитный характер развития. То же самое наблюдается и в местах их ветвлений. В процессе своего развития характер распространения трещин трансформируется. Фрактографическими исследованиями установлено, что трещина развивается в три этапа: 1) меж- или транскристаллитно на стадии зарождения и дискретного подрастания; 2) коррозионное растворение металла в полости зародившейся

В США, Австралии, Иране, Пакистане и Канаде КР явилось причиной отказов линейной части магистральных газопроводов на трубах диаметром 200-1420 мм, изготовленных из сталей групп прочности А, В, Х42, Х45, Х50, Х52, Х60, Х65 поставок различных заводов-изготовителей. Трубопроводы были проложены в грунтах различной активности с рН 4,7-12,3 . На момент отказа температура стенки трубы некоторых газопроводов достигала 92° С, а расчетное значение кольцевых растягивающих напряжений при этом составляло 0,38-0,77 условного предела текучести трубной стали .

В Австралии КР подвержены газопроводы системы сбора и транспорта природного газа, сосредоточенные в основном в районе газового месторождения "Мумба" . Расветные значения кольцевых растягивающих напряжений составляли около 0,4 стт .

данных, для сталей с группой прочности ниже Х70 время наработки до отказа t в карбонат-бикарбонатных средах может быть оценено с помощью линейного соотношения, включающего V.^ -~ параметр коррозионного растрескивания, определяемый температурой стенки трубы, грунтовыми условиями и маркой стали. Для сталей контролируемой прокатки группы прочности Х70 значение У,фф намного выше, чем для умеренно упрочненных сталей, несмотря на меньшую температуру перекачиваемого продукта, а в ряде случаев — относительную величину расчетных кольцевых растягивающих напряжений. Последний факт, по-видимому, связан с изменением механизма разрушения высокопрочных сталей, приводящего к их ускоренному разрушению вследствие превалирования в них, как отмечалось выше, механического фактора.

На втором этапе, при растворении металла, трещина развивается в основном перпендикулярно поверхности трубы. Причем в предыдущих исследованиях осталось без должного внимания обратимое чередование первого и второго этапов в процессе развития КР. При этом происходит подготовка основы для их попеременного проявления. Такой тип коррозионно-механического разрушения требует наличия невысоких уровней механических напряжений. Это подтверждается отмеченными выше имеющимися отечественными и зарубежными литературными данными, согласно которым развитие КР проявлялось в интервале кольцевых растягивающих напряжений порядка 0,4 -0,7 от.

Отмеченную выше локализацию отказов вблизи компрессорных станций , обычно связывают с высокими величинами температуры и давления на таких участках . В связи с этим в технической литературе,встречаются гипотезы о существовании пороговых значений этих величин , ниже которых КР не развивается . Однако изучение статистики отказов отечественных и зарубежных магистральных газопроводов показало, что растрескивание протекает и при значениях, более низких, чем указанные "пороговые".

Уменьшение давления перекачиваемого продукта приводит к снижению кольцевых растягивающих напряжений в стенке трубы. Несмотря на то, что вопрос о пороговых напряжениях КР в настоящее время открыт, эффективность данного метода очевидна для стадии механического долома и слияния трещин в очаге разрушения.

Для выбранных параметров трубопровода: DB = 1220 мм, 6Н = = 12,5 мм, р = 5,5 МПа, m ~ 0,3, а =10'5 град.'1, At = 30, Е = = 2,1 х 105 МПа, п =1,1, сталь Х52 при кольцевых растягивающих напряжениях от внутреннего давления акп = 289 МПа условие выполняется.

Согласно , расчет коррозионно-усталостной долговечности магистральных нефтепроводов проводился в рамках модели Коф-фина — Мэнсона в виде с учетом поправки на упругую составляющую амплитуды деформации . При этом рассчитанное число циклов до разрушения трубы составило N = 6 254. Следует отметить, что, согласно современным представлениям о долговечности магистральных нефтепроводов, эксплуатирующихся в условиях коррозионно-усталостного нагружения, расчетное число циклов до разрушения должно составить около 12 000 циклов . По данным Урало-Сибирского управления магистральных трубопроводов такая, по порядку величины, цикличность сохраняется и в настоящее время, несмотря на изменение режимов перекачки . При расчете на прочность, как это отмечено выше, СНиП 2.05.06-85 не оговаривает меру использования несущей способности трубопроводов в условиях коррозионной усталости. Другими словами, в действующем СНиП 2.05.06-85 наряду с отсутствием расчета магистральных трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях усталости, не приводится величина максимально допустимого уровня кольцевых растягивающих напряжений, определяемого в мировой практике как отношение напряжения в стенке трубы к пределу текучести стали. Исходя из полученного выше результата возникает необходимость в определении максимально допустимого значения этого отношения для реализации установленного ресурса нефтепровода в условиях коррозионно-усталостного нагружения. Это может быть достигнуто на практике путем снижения давления в трубопроводе, увеличением толщины стенки трубы или. применением стали с более высокой группой прочности. Однако в практике эксплуатации действующих трубопроводов для уменьшения упругопластических деформаций до определенного уровня, обеспечивающего реальную коррозионно-усталостную долговечность нефтепровода с учетом

, исследуемый магистральный нефтепровод в условиях корро-зионно-усталостного нагружения не смог бы обеспечить работу в течение нормативного срока службы. Величины растягивающих кольцевых напряжений в рассмотренных случаях при внутренних давлениях Р = 5,5 МПа и Р = 4,8 МПа составляли 0,8 стт и 0,7ат соответственно. Итак, для магистральных нефтепроводов, работающих в условиях малоцикловой коррозионной усталости, может быть введено ограничение предельной величины кольцевых растягивающих напряжений, равное 0,7сгт . Близкие значения величин кольцевых растягивающих напряжений оговорены в стандартах ряда зарубежных стран, например в Американском стандарте ASME B31.4 она составляет 0,72