Минимальные значения механических характеристик стальных труб

(средние по маркам стали)

 

Группа	Марка стали	Минимальные нормативные механические характеристики
		Предел текучести , МПа	Временное сопротивление , МПа	Ударная вязкость (КСU), Дж/см
А	Ст3, Ст4 ГОСТ 380, сталь 20 ГОСТ 1050	216	362	78,4
Б	Ст2 ГОСТ 380, сталь 10 ГОСТ 1050	196	314	78,4

 

 

6.4. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла.

 

Снижение пластичности металла труб в результате старения, т. е. зависимость основных механических характеристик (  , ) от времени эксплуатации газопровода, можно представить в виде функции, значения которой определяются по формуле

 

                                                    (4)

 

где , , ,  - параметры, отражающие процесс старения, значения которых приведены в табл.3;

 

 и  - поправочные коэффициенты условий эксплуатации.

 

Значения коэффициентов  и  для расчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, вычисляются по формулам:

 

при изменении данных по температуре

 

                                                          (5)

 

 

при изменении данных по давлению

 

                                                                        (6)

 

 

где , °С и , МПа - разность среднегодовой температуры грунта  на уровне заложения газопровода и действующего давления  от базовых значений (20 °С и 1,2 МПа): = -20 °С; = -1,2;

 

 - параметры, учитывающие влияние изменения температуры на пластичность, принимаются по табл.3.

 

 

Таблица 3

Параметры для расчета фактических механических свойств металла

По пластичности

 

Параметры	Величина для стали
	Группа А	Группа Б
	0,4779	0,56251
	0,0046703	0,005922
	0,222073	0,237626
	0,019853	0,019036
	0,00000783	-0,00000787
	0,000325	0,000365
	-0,0000105	-0,0000121

 

Примечание. Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.

 

 

Определение остаточного срока службы, представленное на рис.Е.1 и Е.2 приложения Е, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции , формула (4), с интервалом точности (+10%) в виде двух кривых:  и , - верхней границы 10%-ного интервала точности кривой  в координатах " /  - время" и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: / =0,9 и / = / . Значения  и  получены по данным шурфового контроля согласно п.5.5 в ходе диагностирования.

 

Примеры расчета остаточного срока службы по изменению пластичности металла приведены в приложении Е.

 

6.5. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла.

 

Снижение трещиностойкости (ударной вязкости) металла труб в результате старения, т. е. зависимость ударной вязкости  от времени эксплуатации газопровода можно представить в виде

 

                                                        (7)

 

 

где  - параметры, отражающие процесс старения относительно исходного значения ударной вязкости , приведены в табл.4.

 

Исходное значение ударной вязкости  выбирается по данным базового шурфа или по табл.2.

 

При эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, расчетные значения ударной вязкости изменяются на величину поправочных коэффициентов  и , которые определяются по формулам:

 

при отличии температуры  от базовой ( °С)

 

                                                                 (8)

 

и при отличии давления от базового МПа (для СУГ - 1,6 МПа)

 

                                                                              (9)

 

где - параметры, учитывающие влияние изменения температуры на ударную вязкость (приведены в табл.4).

 

И тогда

                                                                          (10)

 

где  - фактическая величина ударной вязкости материала в точке замера, Дж/см .

 

Определение остаточного срока службы, представленное на рис.Е.3 и Е.4 приложения Е, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции , формула (7), с интервалом точности (-10%) в виде двух кривых: , формула (7), и  - нижней границы 10%-ного интервала точности кривой  в координатах "ударная вязкость - время" и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: =30 Дж/см ; = . Значение  получено по данным шурфового контроля согласно п.6.5 в ходе диагностирования.

 

Пусть  - абсцисса точки пересечения кривой  с прямой =30 Дж/см . Определяем точку пересечения прямых =  и = . В случае, когда указанная точка попадает в интервал точности функции по формуле (7) или в область над кривой , разность -  дает искомую величину остаточного срока службы . Если же полученная точка окажется за пределами интервала точности (в области под кривой ), следует уточнить параметры табл.4, используемые в функции формулы (7), или вместо  использовать для расчета условно-фактическое время эксплуатации газопровода , равное абсциссе точки пересечения кривой  с прямой = . В этом случае .

 

 

Таблица 4

Параметры, необходимые для определения ударной вязкости

 

Параметр	Группа А	Группа Б
	-0,002932	-0,0046572
	0,0127966	0,0423572
	-0,020738	-0,0623067
	1,025088	0,9989
	0,0001435	0,001612
	0,0000000056	0,0000000053
n	0,015	-0,015
u	0,0121	0,0057
m	-0,9	-1

 

Примечание. Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.

 

 

Пример расчета остаточного срока службы по изменению ударной вязкости металла приведен в приложении Е.

 

6.6. Расчет остаточного срока службы газопровода по величине НДС при действии фронтальной (общей) коррозии металла.

 

Остаточный срок службы  с учетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид

 

                                              (11)

 

 

где  - максимальное время до разрушения ненапряженного элемента конструкции (газопровода) в годах, определяемое по формуле

 

                                                                      (12)

 

 

 - фактически действующие кольцевые напряжения, МПа, с учетом утонения стенки трубы при сплошной коррозии вычисляются по формуле

 

                                                                          (13)

 

 

(здесь D - наружный диаметр газопровода, мм);

 

 - начальное кольцевое напряжение, МПа, определяемое по формуле

 

                                                                       (14)

 

 

(здесь  - толщина стенки трубы в начале эксплуатации, мм);

 

 - средняя скорость коррозии, мм/год, определяемая по формуле

 

                                                                                 (15)

                       

 

(здесь  - толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта), мм);

 

 - допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа;

 

 - константа рабочей среды, МПа , определяемая по формуле

 

                                                                                      (16)

 

 

(здесь  - мольный объем стали, равный 7,0 см /моль;

 

 - универсальная газовая постоянная, равная 8,31 Дж/(моль·К);    

 - температура  (К), при 20 °С=293 К).

 

Пример расчета остаточного срока службы при действии фронтальной коррозии приведен в приложении Е.

 

6.7. Расчет остаточного срока службы газопровода при наличии язвенной (питтинговой) коррозии металла.

 

Повреждения труб в виде коррозионных язв (питтингов) приводят к неравномерному распределению напряжений в стенке газопровода, увеличивая их в местах наиболее глубоких повреждений.

 

Остаточный срок службы с учетом язвенной (питтинговой) коррозии и действующих напряжений определяется по формуле

 

                                                                           (17)

 

 

где  - критическая глубина дефекта при действующем уровне напряжений, мм;

 

 - глубина дефекта в зоне максимальных повреждений, мм;

 

 - скорость коррозии, вычисляемая по формуле (15) и скорости роста дефекта в плоскости трубы .

    

                                                                               (18)

 

                                                      (19)

 

 

где  - наибольший размер коррозионной язвы по верхней кромке, мм;

 

=0,75 .

 

Пример расчета остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии приведен в приложении Е.