ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМЫХ ВЕЛИЧИН ПАРАМЕТРОВ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ ТРУБ Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

УДК 620.19:622.691.4

И.И. Велиюлин1, e-mail: info@eksikom.ru

1 ООО «ЭКСИКОМ» (Москва, Россия).

Определение допустимых величин параметров коррозионных дефектов труб

В статье представлена методика оценки степени опасности коррозионных повреждений газопроводов. К числу наиболее ответственных задач, стоящих перед газотранспортными компаниями, относится вывод участков эксплуатируемых газопроводов в ремонт. Такое решение принимается на основе результатов обследования стенки газопровода с использованием средств внутритрубной дефектоскопии. Главную роль при этом играет оценка степени опасности дефекта. Анализ, проведенный автором статьи, свидетельствует о том, что основными параметрами предаварийного состояния труб, подвергшихся коррозии, являются глубина и длина коррозионного дефекта и связанное с ними разрушающее напряжение в стенке трубы. При этом, по мнению автора, значения концентрации напряжений в упругой области требуют уточнения с учетом эффектов пластичности материала. Таким образом, необходимо исследовать объемную задачу оценки напряженно-деформированного состояния трубопровода при наличии дефектов в рамках линейной теории упругости. В качестве примера такого исследования в статье представлены результаты численного решения задачи оценки напряженно-деформированного состояния участка трубопровода в области поверхностного дефекта основного металла и в зоне сварного шва с дефектом в виде непровара. Установлено, что при достижении глубины дефекта порядка 50 % толщины трубы с увеличением его ширины коэффициент концентрации напряжений снижается. Сделан вывод о наличии значительной перестраховки в размерах допустимых дефектов, прописанных в нормах отбраковки труб, что может быть связано с наличием неучтенных напряжений от продольных и изгибных нагрузок и возможными серьезными последствиями в результате разрушения труб. По мнению автора, при принятии решений об упрочнении трубы или ее замене необходимо учитывать место расположения дефектной зоны с привязкой к уровню давления в данной точке, поскольку при нахождении данной точки на значительном удалении от выхода компрессорной станции уровень давления и, следовательно, напряжений в дефектной трубе будет существенно ниже.

Ключевые слова: коррозионный дефект, методика расчета, параметры дефекта, коэффициент концентрации напряжений, напряженно-деформированное состояние, линейная теория упругости, отбраковка труб, вывод в ремонт.

I.I. Veliyulin1, e-mail: info@eksikom.ru 1 EKSIKOM LLC (Moscow, Russia).

Evaluation of Permissible Values of the Parameters Of Pipe Corrosion Defects

The article presents a methodology for assessing the degree of danger of corrosion damage to gas pipelines. The removal of sections of operating gas pipelines for repair is one of the most responsible tasks of gas transmission companies. The decision is made on the basis of the results of the inspection of the gas pipeline wall using means of in-line flaw detection. The main role in this is played by the assessment of the degree of danger of the defect. The analysis by the author of the article indicates that the main parameters of the pre-emergency state of pipes subjected to corrosion are the depth and length of the corrosion defect and the associated breaking stress in the pipe wall. In addition, according to the author, the values of stress concentration in the elastic region should be refined taking into account the effects of plasticity of the material. Thus, it is necessary to study the volumetric problem of assessing the stress-strain state of a pipeline in the presence of defects in the framework of the linear elastic theory. As an example of such a study, the article presents the results of a numerical solution of assessing the stress-strain state of a pipeline section in the area of a surface defect of the base metal and in the zone of the weld with a defect in the form of lack of penetration. It was found that when the defect depth reaches 50 % of the pipe thickness with an increase in its width, the stress concentration coefficient decreases. It is concluded that there is significant reinsurance in the amount of permissible defects prescribed

ANTICORROSIVE PROTECTION

in the pipe rejection standards, which may be due to the presence of unaccounted stresses from longitudinal and bending loads and possible serious consequences as a result of pipe failure. According to the author, when making decisions on hardening the pipe or replacing it, it is necessary to take into account the location of the defective zone with reference to the pressure level at this point, since when this point is located at a considerable distance from the compressor station output, the pressure level and, therefore, the stresses in the defective pipe will be significantly lower.

Keywords: corrosion defect, calculation procedure, defect parameters, stress concentration factor, stress-strain state, linear elastic theory, discard of pipes, maintenance shutdown.

ВВЕДЕНИЕ

Коррозионные повреждения являются наиболее часто наблюдаемым вариантом дефектов, выявляемых при контроле состояния стенки газопровода по результатам обследования с использованием средств внутритрубной дефектоскопии. При этом эффективный контроль состояния стенки служит основанием для своевременного проведения профилактического ремонта трубопровода. Вывод участка газопровода в профилактический ремонт позволяет устранить ряд опасных дефектов, предотвращая тем самым возможность аварийного разрушения труб.

Для принятия соответствующих решений, направленных на обеспечение нормальной эксплуатации газопровода и предотвращение его аварийного состояния, необходимо оценить степень опасности дефекта.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ГЛУБИНЫ И ДЛИНЫ КОРРОЗИОННОГО ДЕФЕКТА И НАПРЯЖЕНИЯ В СТЕНКЕ ТРУБЫ

Если предположить, что коррозионный дефект имеет в продольном сечении форму полуэллипса, то соотношение площади продольного сечения трубы до появления коррозии по длине, равной длине пораженного коррозией участка вдоль оси газопровода, F0 и площади продольного сечения прокор-родировавшего участка стенки трубы ДF (рис. 1) имеет вид:

(Af/F0) = ((n/2)cW)/(2cÔ) = 0,785 (W/5),

(1)

где с - полудлина дефекта, м; Н - глубина дефекта, м; 8 -толщина стенки трубы, м.

Экспериментально установлено, что при разрушении средняя величина напряжения в пластической зоне дефекта - напряжения текучести с , Па, - рассчитывается по формуле:

°пл = исТо

(2)

Рис. 1. Схема расположения коррозионного дефекта в стенке трубы: L - длина дефекта, мм; d - диаметр трубы, мм; AF - площадь продольного сечения пораженного коррозией участка стенки трубы, м2; H - глубина дефекта, мм; 8 - толщина стенки трубы, мм Fig. 1. The location of the corrosion defect in the pipe wall: L - the length of the defect, mm; d- the diameter of the pipe, mm; ÛF - the longitudinal sectional area of the corroded section of the pipe wall, m2; H - defect depth, mm; 8 - pipe wall thickness, mm

где M - коэффициент Фолиаса - коэффициент концентрации напряжений, осуществляющий геометрическую корреляцию между поведением трещины в плоском образце и в криволинейно-изогнутых объектах, зависящий от длины коррозионного дефекта, радиуса и толщины стенки трубы. Коэффициент M рассчитывается по приближенной формуле:

Af = Vl + l,6-(c2//?-5),

(4)

где а02 - минимальный предел текучести металла труб, Па.

Разрушающее напряжение в трубе ар, имеющей коррозионные _

дефекты, с учетом соотношений (1) и (2) определяется как: = 8-/.^0,1875 (Р/Ь^,

где Я - внутренний радиус трубы, м. Для поверхностных дефектов наиболее важным параметром является их глубина Нк, м. Для определения критической глубины каверны, при которой возможно образование коррозионного свища, может быть использована следующая формула [1]:

(5)

aP = oM((F0-AF)/F0-Af-M"1) =

= 1,Ю0,2 • ((1 - 0,785(/У/ст)) /1 - 0,785 • (W/5) • (1 / AÍ)), (3)

где L - длина участка трубы с коррозионным повреждением, м; Р - давление в газопроводе на участке образования

Ссылка для цитирования (for citation):

Велиюлин И.И. Определение допустимых параметров коррозионных дефектов труб // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 11. С. 40-46.

VeLiyulin I.I. Evaluation of Permissible Values of Parameters Of Pipe Corrosion Defects. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(11):40-46.

(In Russ.)

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

-20 -15 -10 -5 0 5 10, мм (mm)

111111111111111111111! 1111111111

I I I I I I I I I ч

-20 -15 -10 -5 0 5 10, мм (mm)

1111111111111111111111! 1111111111

Рис. 2. Конечная элементная аппроксимация (фрагмент) расчетной области Fig. 2. The final elemental approximation (fragment) of the computational domain

каверны, МПа; овр - предел прочности трубной стали, Па.

Использование в выражении (4) овр в качестве показателя максимальных напряжений объясняется тем, что в подавляющем большинстве случаев достижение металлом труб предела текучести не исчерпывает несущей способности газопровода, который может эксплуатироваться вплоть до разрушения, т. е. до достижения в металле напряжений, равных временному сопротивлению. Для определения максимально допустимой длины участка трубы с коррозионным повреждением можно воспользоваться выражением [2]:

^<1,118^(0/(1,Ю-ОДЗ))2-!]-^, (6)

где d - диаметр газопровода, м; а = Нк/5. В этом случае применим метод суммирования поверхностных дефектов, сущность которого заключается в следующем [3]:

• дефекты, имеющие размер меньше 0,1L, можно не учитывать;

• дефекты, имеющие размер меньше 0,41, считаются отдельными, если расстояние между ними равно диаметру наименьшего дефекта. Когда это расстояние меньше диаметра, дефекты считаются одним дефектом с длиной, равной сумме диаметров дефектов и расстояния между ними;

• дефекты, имеющие размер больше 0,41, считаются отдельными, если расстояние между ними равно трем диаметрам наименьшего дефекта. Если это расстояние меньше указанного, они считаются одним дефектом с длиной, равной сумме диаметров дефектов и расстояния между ними;

• дефекты, расположенные на одной линии, считаются отдельными, когда их максимальные диаметры составляют

меньше 0,3L, а расстояние между ними равно диаметру наименьшего дефекта; • скопление дефектов считается одним дефектом, когда расстояние между ними меньше диаметра наибольшего дефекта в этом скоплении, при условии, что диаметр наибольшего дефекта не превосходит 0,2£. Когда расстояние между дефектами в скоплении превосходит диаметр наибольшей каверны, при расчете суммарной длины учитывается только длина дефектов, расположенных по диаметру этого скопления. Что касается срока безаварийной эксплуатации трубы с каверной, то он определяется по формуле:

где V - скорость коррозии, мм/год. Следует отметить, что фактическая скорость коррозии сильно отличается от той, которую принято рассчитывать делением общей глубины коррозии на количество лет эксплуатации. Процесс развития коррозии намного сложнее, и он неравномерен. Таким образом, основными параметрами предаварийного состояния труб, поврежденных коррозией, являются глубина и длина коррозионного дефекта и связанное с ними разрушающее напряжение в стенке трубы.

6

w 5

11fi ^

Коэффициент конце! кольцевых напряже Concentration fai of a circular stress 4 3

2

1 ~~ 0 0,002 0,004 0,006 0,008 Глубина дефекта H, м Defect depth H, m

- W= 0,04 м (m) W= 0,07 м (rn) -*-0,15 м (m) — W = 0,30 M (m)

Рис. 3. Графики изменений коэффициента концентрации кольцевых напряжений Ко для фиксированной длины дефекта L = 0,105 м при варьировании его глубины H и ширины W Fig. 3. Graphs of changes in the concentration factor of circular stress К for a fixed defect length L = 0.105 m with varying depth H and width W

42

№ 11 ноябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ANTICORROSIVE PROTECTION

™

4-> ic

<u X

П

i ¿5 h С Л in

-8-8-

o

— W= 0,04 M (rn)

0,002 0,004 0,006 0,008

Глубина дефекта H, м Defect depth H, m

W= 0,07 м (rn) -*- W= 0,15 m (m) — W= 0,30 м (m)

Рис. 4. Графики изменений коэффициента концентрации осевых напряжений Kc для фиксированной длины дефекта L = 0,105 м при варьировании его глубины H и ширины W Fig. 4. Graphs of changes in the concentration factor of axial stress Ka for a fixed defect length L = 0.105 m with varying depth H and width W

to ..

e- ■

X U l/l S %

x S s= £ о aotl

С

h Л П) П)

-е- я- о я

-е- £ ° Ъ

0,002

0,004 0,006

Глубина дефекта Н, м Defect depth Н, m

0,008

L = 0,050 м (m) L = 0,105 м (m) -*- L = 0,200 м (ш) — ¿ = 0,300 м (m)

Рис. 5. Графики изменения коэффициента концентрации кольцевых напряжений K в зависимости от варьирования глубины H и протяженности L дефекта

Fig. 5. Graphs of changes in the concentration factor of circular stresses K depending on the variation of depth H and length L of the defect

УТОЧНЕНИЕ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ

НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО

СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА

ПРИ НАЛИЧИИ ДЕФЕКТОВ С УЧЕТОМ

ЭФФЕКТОВ ПЛАСТИЧНОСТИ

МАТЕРИАЛА

Хорошо известно, что напряжения вблизи концентраторов напряжений определяются методами теории упругости или экспериментально, с применением методов тензометрии, голографической интерферометрии и т. д. Для расчетов в местах наличия концентраторов напряжений гипотеза плоских сечений и формулы сопротивления материалов неприменимы. Теоретически, для идеально упругого тела, если радиус дна дефекта стремится к 0 (так называемая острая трещина), коэффициент концентрации напряжений равен бесконечности. Однако в реальных условиях это не подтверждается. Известно, что разрушение трубопроводов происходит при раскрытии трещин, в устье которых неизбежно появление пластических деформаций. Последнее не вызывает сомнения, особенно для сталей типа 17Г1С, имеющих довольно низкий уровень предела текучести и незначительную величину упрочнения до наступления разрыва. Поэтому значения концентрации напряжений в упругой области требуют уточнения с учетом эффектов пластичности материала.

Для этого необходимо в рамках теории малых упруго-пластических деформаций исследовать объемную задачу оценки напряженно-деформированного состояния трубопровода при наличии дефектов. Она может быть решена на базе аналогичной задачи, поставленной в рамках линейной теории упругости.

Необходимо отметить, что практически все основные соотношения теории упругости остаются в силе, если алгоритм решения упруго-пластической задачи реализуется с помощью последовательных линейных приближений с применением метода переменных параметров упругости [4].

В первом приближении принимается, что переменные параметры упругости -модуль упругости (модуль Юнга) Е, Па,

и коэффициент Пуассона V - равны начальным значениям упругой области во всех точках тела. По результатам расчета первого приближения в соответствии с заданной диаграммой напряжения - деформации в тех точках, где реализуются значения интенсивности напряжений, повышающие уровень линейного участка,

рассчитываются параметры Е(2) и 1А2) второго приближения. Для третьего приближения используются параметры, найденные по результатам второго приближения, и т. д. При численной реализации диаграмма деформирования материала представляется непрерывной кривой, состоящей из нескольких участков.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2019

43

Таблица 1. Коэффициенты концентрации кольцевых и осевых напряжений для фиксированной длины дефекта L = 0,105 м при варьировании его глубины H и его ширины W

Table 1. Concentration factors of the circular and axial stresses for a fixed defect length L = 0.105 m with varying depth H and width W

H.10-3, м (m) Кольцевое напряжение Circular stress Осевое напряжение Axial stress

W = 0,04 м (m) W = 0,07 м (m) W = 0,15 м (m) W = 0,30 м (m) W = 0,04 м (m) W = 0,07 м (m) W = 0,15 м (m) W = 0,30 м (m)

2 1,74 1,54 1,42 1,28 1,84 1,72 1,65 1,58

4 2,32 2,03 1,78 1,46 2,43 2,25 2,15 2,08

6 2,73 2,48 2,01 1,71 2,61 2,62 2,62 2,67

8 2,81 2,63 2,36 2,05 2,72 2,77 2,82 2,90

ЧИСЛЕННОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА В ОБЛАСТИ ПОВЕРХНОСТНОГО ДЕФЕКТА ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И В ЗОНЕ СВАРНОГО ШВА С ДЕФЕКТОМ В ВИДЕ НЕПРОВАРА

Рассмотрим пример численного решения задачи напряженно-деформированного состояния участка трубопровода в области поверхностного дефекта основного металла и в зоне сварного шва с дефектом в виде непровара. В зоне сварного соединения принято два основных допущения:

• непровар имеет длину, равную окружности трубы (осесимметричная расчетная схема);

• материал трубопровода в окрестности сварного шва считается однородным и изотропным.

Последнее допущение является довольно условным, поскольку в зоне сварного шва материал практически не может иметь первоначальные характеристики, но при этом наличествуют остаточные сварочные напряжения [5]. Однако полученная концентрация напряжений может находиться в суперпозиции с установленной (метод конечных элементов). В качестве силового фактора, действующего на трубопровод, рассмотрено внутреннее давление величиной 7,5 МПа. Диаметр трубопровода ё = 1,2 м, толщина стенки 5 = 12.10-3 м. Глубина непровара Н = 5.10-3 м. Конечная элементная аппроксимация (фрагмент) расчетной области представлена на рис. 2. Для исключения влияния краевых эффектов рассматривался участок на удалении 2,5ё от сварного шва. В качестве аппа-

1 %

х J5 ¡Я

i = £

5 о -и 0.--С

с 2 го

~ ' 'х га

2 и

-& -в-

L = 0,050 м (т)

0,002 0,004 0,006 0,008

Глубина дефекта Н, м Defect depth Н, m

L = 0,105 м(т) -*- L = 0,200 м (m) — L = 0,300 м (m)

Рис. 6. Графики изменения коэффициента концентрации осевых напряжений Kc в зависимости от варьирования глубины H и протяженности L дефекта

Fig. 6. Graphs of changes in the concentration factor of axial stress Ka depending on the variation of the depth H and the length L of the defect

рата исследований использован метод конечных элементов. Исключались осевые перемещения, что моделировало отброшенные части. Механические характеристики трубопровода: модуль упругости Е = 2.105 МПа, коэффициент Пуассона V = 0,3.

Для построения номограмм коэффициентов концентрации напряжений в поверхностных коррозионных дефектах был использован метод конечных элементов в трактовке геометрического погружения. Теоретические обоснования метода геометрического погружения приведены в работе [5]. В общем случае коррозионный дефект рассматривается как поверхностное несовершенство, характеризующееся тремя геометрическими параметрами: глубиной Н, длиной £ и шириной № по длине окружности

трубы. Варьирование геометрических параметров проводилось в диапазоне исследованных труб с дефектами по данным полигонных экспериментов, где трубы разрушались под действием внутреннего давления рабочей среды. На рис. 3 показаны графики изменений коэффициента концентрации кольцевых напряжений К для фиксированной длины дефекта £ = 0,105 м при варьировании глубины дефекта Н и его ширины №. Для исключения влияния триангуляции расчетной области на получаемые с помощью моделирования результаты численный эксперимент проводился на сетке, параметры разбиения которой в вершине дефекта оставались постоянными. Численные значения коэффициентов концентрации приведены в табл. 1.

ANTICORROSIVE PROTECTION

Таблица 2. Коэффициенты концентрации кольцевых и осевых напряжений в зависимости от глубины дефекта H для его различной протяженности при фиксированной ширине W = 0,07 м

Table 2. The concentration factors of the circular and axial stresses depending on the depth of the defect H for its various lengths with a fixed width W = 0.07 m

H.103 м (m) Кольцевое напряжение Circular stress Осевое напряжение Axial stress

L = 0,05 м (m) L = 0,105 м (m) L = 0,2 м (m) L = 0,3 м (m) L = 0,05 м (m) L = 0,105 м (m) L = 0,2 м (m) L = 0,3 м (m)

2 1,38 1,6 1,80 2,01 1,68 1,72 1,76 1,85

4 1,59 2,03 2,47 2,99 2,03 2,25 2,53 2,62

6 1,80 2,48 2,70 3,70 2,46 2,78 3,09 3,33

8 1,94 2,63 3,41 4,12 2,72 3,02 3,40 3,67

Как следует из анализа результатов рис. 3 и табл. 1, коэффициент К с ростом величины Шуменьшается. Этот результат прогнозировался, поскольку при увеличении ширины дефекта он из разряда сильного концентратора (типа V-образного дефекта) переходит в более слабый - поверхностный. Зависимость концентрации от ширины дефекта можно аппроксимировать линейной зависимостью. В пределах Ш —» п.с1 коэффициент концентрации при достаточной длине дефекта будет стремиться к величине, определяемой

ПРИЕМ ДОКЛАДОВ ДО 20 НОЯБРЯ 2019 г.

Место, где встречается поставщик и потребитель геолого-геофизических услуг

НАПРАВЛЕНИЯ ПРОГРАММЫ

уровнем кольцевых напряжений в трубе с толщиной 5* = 80 - Н, где 50 - толщина бездефектной трубы, м. Графики изменения коэффициента концентрации осевых напряжений представлены на рис. 4 и в табл. 1. Следует отметить, что зависимость величины коэффициента Кп от ширины дефекта Шболее слабая, чем для Ка. Это подчеркивает близость кривых на рис. 4. Тенденция изменения коэффициента К0 практически аналогична тенденции

изменения К , но в области больших °9

глубин Н = (6...8).10-3 м дефекта, по-

скольку осевая концентрация возрастает при увеличении ширины дефекта. На рис. 5 и в табл. 2 приведены значения параметра К в зависимости от глубины дефекта для его различной протяженности при фиксированной ширине Ш = 0,07 м. Очевидно, что концентрация кольцевых напряжений К с увеличением длины дефекта Ш возрастает, причем довольно значительно. На рис. 6 и в табл. 2 представлены зависимости коэффициента К0 от глубины дефекта для его различных длин при фиксированной ширине Ш = 0,07 м.

Eurasia

Геолого-геофизическая конференция и выставка

ВАЖНЫЕДАТЫ

окончание льготной регистрации экспонентов выставки; окончание приема докладов; публикация программы; окончание предварительной эегистрации.

40+

экспонентов

Актуальные вопросы нефтегазовой геологии и геофизики 25 октября -

Актуальные вопросы рудной геологии и геофизики

Актуальные вопросы инженерной геологии и геофизики 20 ноября

15 декабря -25 декабря -

800+ 200+

участников докладов

3-6 февраля 2020 I Центр международной торговли I Москва

у*у*А"*.£есе,т05со1Л' ¡пРо@£есе.гпо5соуу +7 (495) 765 23 64

>s >-

I 8

ï S

h

I Оч С

ш а о

-е--е-

о м:

У

0,5 1,0 1,5

Длина дефекта L, м Defect length L, m

2,0

2,5

- коэффициент концентрации кольцевых напряжений в упругой области concentration factor of of a circular stress in the elastic region P^ - коэффициент концентрации осевых напряжений в упругой области concentration factor of an axial stress in the elastic region

Рис. 7. Графики изменения коэффициентов концентрации напряжений в упругой области Fig. 7. Graphs of changes in stress concentration factors in the elastic region

Из рисунка и таблицы видно, что концентрация осевых напряжений Ка монотонно возрастает при прочих равных условиях с увеличением длины дефекта L.

По результатам машинного эксперимента с учетом методов планирования исследования строятся регрессионные зависимости коэффициентов концентрации от определяющих геометрических параметров.

В целях проверки соответствия расчетных положений по влиянию изменения ширины дефекта на концентрацию напряжений были проведены экспериментальные исследования на трубе

с аналогичными техническими характеристиками. Длина дефекта составляла L = 0,105 м и сохранялась постоянной, а глубина Ни ширина № варьировались в соответствии с табл. 1. Уровень концентрации напряжений определялся с использованием методов голографи-ческой интерферометрии и тензометрии. В целом картина соответствовала расчетным данным, но при глубине Н = 0,006 мм эффект преломления кривой (рис. 4) не наблюдался. Влияние длины дефекта на коэффициент концентрации (при фиксированной глубине) оценивалось для осесимме-тричной расчетной схемы. В результа-

те проведенных расчетов установлено, что начиная с длины £ ~ 0,2 м коэффициент концентрации кольцевых напряжений К1^ в упругой области может быть принят постоянным (рис. 7). Для коэффициента концентрации осевых напряжений неучет длины дефекта допустим начиная с длины повреждения £ от 1,0 м (рис. 7).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Расчеты и эксперименты показали, что при больших глубинах дефекта влияние ширины на величину коэффициента концентрации кольцевых напряжений значительно слабее. При достижении величины Н порядка 50 % толщины трубы с увеличением ширины дефекта коэффициент концентрации напряжений снижается. Сопоставление этих данных с нормами отбраковки труб свидетельствует о наличии значительной перестраховки в размерах допустимых дефектов, что можно объяснить существованием неучтенных напряжений от продольных и изгибных нагрузок и возможными серьезными последствиями разрушения труб. При определении остроты необходимости принятия решений по упрочнению трубы или ее замене весьма полезным считаю учет места расположения дефектной зоны с привязкой к уровню давления в данной точке. Очевидно, что если точка находится на значительном удалении от выхода компрессорной станции, то уровень давления, а значит, и напряжений в дефектной трубе будет существенно ниже.

References:

1. Long-Distance Gas Transport. Ed. by E.A. Nikitenko. Moscow: Nedra; 1970. (In Russ.)

2. Marvin K. Durability of Pipes Subjected to Corrosion. Express information. Seria "Transport and storage of oil and gas". No. 4. Moscow: All-Russian Institute of Scientific and Technical Information; 1973. P. 11-17. (In Russ.)

3. Ilyushin A.A. Toughness. Moscow - Leningrad: Gostekhizdat; 1948. (In Russ.)

4. Steklov O.I. Strength of Welded Structures in Aggressive Environments. Moscow: Mashinostroenie [Mechanical Engineering]; 1976. (In Russ.)

5. Gallagher R. Finite Element Analysis. Moscow: Mir; 1984. (In Russ.)

Литература:

1. Дальний транспорт газа / Под ред. Е.А. Никитенко. М.: Недра, 1970. 220 с.

2. Марвин К. Прочность труб, подвергшихся коррозии. Экспресс-информация. Сер. «Транспорт и хранение нефти и газа». № 4. М.: Всероссийский институт научной и технической информации, 1973. C. 11-17.

3. Ильюшин А.А. Пластичность. М.-Л.: Гостехиздат, 1948. 376 с.

4. Стеклов О.И. Прочность сварных конструкций в агрессивных средах. М.: Машиностроение, 1976. 200 с.

5. Галлагер Р. Метод конечных элементов. М.: Мир. 1984. 428 с.