CC BY
85
МАШИНОСТРОЕНИЕ И МАШИНОВЕДЕНИЕ
УДК 620.187:577.322:539.25
DOI: 10.25206/1813-8225-2019-165-5-10
К. А. ВАнсоВич1 и. П. аистов1
А. А. нахлесткин2
д. с. беселия2
1Омский государственный технический университет, г. Омск
2АО «Транснефть—Западная Сибирь»,
г. Омск
анализ несущей способности
магистрального трубопровода при наличии дефектов
коррозионного происхождения
Представлена математическая модель, позволяющая моделировать усталостные дефекты коррозионного происхождения на магистральных трубопроводах. Предложен метод оценки трещиностойкости стенки магистрального трубопровода с коррозионным дефектом. Моделирование трещины выполнено с помощью метода конечных элементов в рамках упругой механики разрушения и реализовано в программе ANSYS Workbench.
Ключевые слова: коррозионный дефект, поверхностная трещина, метод конечных элементов, кольцевые напряжения.
Введение. Для обеспечения безостановочной работы магистральных трубопроводов необходимо эффективно оценивать остаточный ресурс трубопроводов. В реальных условиях эксплуатации на магистральных трубопроводах наблюдаются дефекты как эксплуатационного (дефекты, возникающие в процессе ремонтно-восстанови-тельных работ, например, задиры, риски и т.д.), так и усталостного характера (дефекты, возникающие под действием циклических нагрузок).
В процессе эксплуатации трубопроводных систем происходят структурные изменения трубных сталей [1]. Это обусловлено тем, что металл труб находится под нагрузкой: статической и циклической. Под воздействием циклических нагрузок происходит деформационное старение трубных сталей, приводящее к снижению их сопротивляемости и хрупкому разрушению.
Наличие в стенке трубопровода концентраторов напряжений, которые в процессе эксплуатации превращаются в усталостные трещины, в процессе эксплуатации требует оценки безопасной работы под действием переменных нагрузок [2].
Как показывает анализ эксплуатации магистральных трубопроводов (МТ) [3], дефекты коррозионного происхождения представляют значительную опасность для целостности стенки трубопроводов и занимают около 30 % от общего количества дефектов (рис. 1).
Постановка задачи. Принято, что:
1. Коррозионный дефект считается потерей металла, остаточное давление разрушения определяется на основе анализа предельного состояния.
2. Коррозионный дефект можно смоделировать как трещиноподобный дефект, а силу, про-
о
го >
двигающую трещину, рассчитать средствами механики упругопластического разрушения [4].
В данной работе предлагается метод оценки развития поверхностных трещин и оценки остаточного ресурса магистрального трубопровода при циклических нагрузках с учётом двухосного напряженного состояния в стенке трубопровода.
Объектом исследования является магистральный трубопровод с трещиноподобным дефектом коррозионного происхождения. Модель дефекта была создана на основе реального эксплуатационного заключения: коррозионный дефект — это, прежде всего, потеря металла трубы [5]. На рис. 2 представлен реальный трещиноподоб-ный дефект магистрального трубопровода.
Метод исследования. Наиболее опасными являются продольные дефекты, которые обнаруживаются, как правило, методами неразрушающего контроля в процессе внутритрубной диагностики с помощью специального снаряда [5].
После получения результатов внутритруб-ной диагностики, а именно положения дефекта в теле трубы и его геометрических характеристик, составляется расчетная схема, на которой трещиноподобные дефекты представляются в виде полуэллиптической трещины (рис. 3).
Кольцевые напряжения ст зависят от величины рабочего давления в трубопроводе, поэтому они всегда растягивающие, т.е. положительные [6]:
Р ■ Dm
28
где Р — давление в трубопроводе, Па; 1)вн — внутренний диаметр трубы, м; 5 — толщина стенки трубы, м.
Продольные напряжения стпр в зависимости от температурного перепада или направления изгиба могут быть как растягивающими, так
°кц =
Таблица 1
Определение напряжений при циклических нагрузках
о, МПа о , МПа y oz, МПа
Нагрузка 200 542 359
Разгрузка 7 -31 -68
До, МПа 193 573 427
и сжимающими, тт.е. отрицательными. Для защемлённого с двух ко нцов элемента трубопровода продольные напряжения определяются следующим образ ом [6]:
°пР =-a-At • E + ц -аки ±
Е-DH
2Руи
где а — температурный коэффициент линейного расширения, 1/°С; — температурный перепад, °С; |а — коэффициент Пуассона; Бн — наружный диаметр ттубы, м; руц — радиус упругого изгиба оси трубопровода, м; Е — модуль упругости, Па.
Развитуе усталостных дефектов происходит, в первую очередь, за счет воздействия кольцевых напряжений, которые являются наибольшими по величине и по направлению перпендикулярны плоскости роста этих трещин.
Оценка несущей способности трубопровода проводится созданием математической модели коррозионного дефекта с разбиением на конечные элементы с помощью программы ANSYS Workbench [7].
Для создания модели дефекта использовался графический редактор ANSYS-DesignModeler. На рис. 4 представлена конечноэлементная модель участка трубы с коррозионным дефектом. Модель участка трубы с коррозионным дефектом разбивается на конечные элементы в виде десяти узловых тетраэдрических конечных элементов размером 0,1 мм командой Mesh. Для более точного решения поставленной задачи была уменьшена сетка конечных элементов в вершине трещины до величины 0,01 мм.
Результаты численных экспериментов. Для нагружения расчетной модели моделировались реальные эксплуатационные нагрузки, которые испытывает трубопровод в процессе эксплуата-
о
го >
Рис. 5. Выбор плоскости предполагаемого распространения трещины
Рис. 6. Форма распространения трещины
ции. Наиболее вероятным является зарождение поверхностной трещины в точке контура коррозионного дефекта с максимальными кольцевыми напряжениями [8]. В связи с этим в дальнейшем рассматривается модель трещины нормального раскрытия, распространяющаяся в плоскости перпендикулярной кольцевым напряжениям, т.е. в осевой плоскости трубы. Результаты расчета коль цевы х напряжений представлены в табл. 1.
Опыт наблюдения за ростом поверхностных трещин показывает, что они стремятся принять полуэллиптиче скую форму, что значительно упрощает моделирование (рис. 5).
Обсуждение. Напряженное состояние в вершине трещины имеет сложный вид и изменяется за один цикл нагружения, т.е. от максимального растягивающего напряженвя до максимального сжимающего напряжения. Предложено определение скорости роста усталостной трещины по фо рмуле:
<ИбГ
= 0 );
(1)
где ОКб0 — коэффициент изменения средних напряжений за цикл нагружения; а, Ь — коэффициенты, определяемые после проведения экс-перимента.0
Для получениякоэффициентов а и Ь для стали 09Г2С необходимо проведение экспериментальных исследований, поскольку объектом исследования является магистральный трубопровод. В частности, в работе [9] для стали 20 приведены следующие значения: а = 3,2540-11 и Ь = 3,0.
Данная формула отличается тем, что она учитывает упругопластичеакие деформации и остаточные напряжения, развивающиесяв вершине трещины.
Скорость роста есталостной трещины зависит от разности максимальных и минимальных средних напряжений Ощ, вымисленных за один цикл нагружения.
После определения г вных напряжений (рис. 6) можно сщелать заключение: наибольшие величины главныхнапряжений находятся в точках, которые расположены в области «отставания» от распросщрааения фронта трещины, что в процессе роста приближает их к полуэчлипти-ческой форме.
На рис. 7 поклзано как изменяется расчетная зона пластических деформаций в вершине трещины за один цикл нагружения трубопровода. На стадии сжатия (рис. 70) форма зоны пластических деформаций определяется остаточными деформациями, полученными на стадии растяжения (рис. 7а) при Кбс крытии трещины [3].
Мерой хрупкого разрушения в вершине трещины принято соита ть среднее напряжение [4]:
0 3
Рис. 8 иллюстрирует напряжения в точке, находящейся на расстоянии 0,1 мм впереди фронта трещины, для случая максимальных растягивающих и сжимающое наарожений.
За один цикл нагружения мерой хрупкого разрушения принуто считать разность средних
б1 нбч н б3
а)
б)
Рис. 7. Изменение зоны пластических деформаций в вершине трещины за цикл нагружения:
а) растяжение; б) сжатие
0,025 0,075
Рис. 8. Напряжения в вершине трещины
0,025
0,075
5000
4000
О 3000
2000
1000
-мкэ
-фор!, гота
О 0.2 0.4 О.б 0.8 1
Расстояние от вершины трещины г, мм
Рис. 9. Распределение упругих напряжений в вершине трещины
напряжений при растяжении и сжатии металла впереди фронта усталостной трещины[10]:
Нио и и0е) - и-
Т-)
Коэффициент изменения средних напряжений за цикл нагружен ия юга исляется по следующей формуле [4]:
ИУи0 и Ни 0 РИУУ ,
мула для скорости ро ста трещины (1), которая описывает подрастание фронта трещины за один цикл нагружения [2]. Если в уравнении (1) разделить переменные, то можно составить интегральное выражение:
I ^ =1
ао а
к)'
ёа,
(2)
где г — расстояние от вершины трещины до точки, в которой вьгаиалуется величина Ни0 .
Обсуждение результатон. Для оценки остаточного ресурса трубогфоводов, в стенке трубы которых имеется трещина, используется фор-
где а0 — размер ерещины, зарегистрированный в момент её обнаружения; акр — критический размер трещины; Икр — число циклов нагружения от момеета обнаружения трещины до её критического размера.
о
го >
N
а
1
о
Интегрированиб уаавнения (2) можно выполнить численным методом. Начальные размеры и форма трещины должны быть зарегистрированы с требуемой толностью физическими методами неразрушающего контртля.
Критический размер трещины может соответствовать прорастанати деещины на определенную глубину, уита новленную нормативными документами. С точки зрения расчета трубопровода по предельному со стоянию необходимо, чтобы выполнялось условие:
K < K 1С,
где К1 — коэффицнент тнтенсивности напряжений, определенный для тела с трещиной без учета пластических дефо рмац ий; К1С — вязкость разрушения металла — механическая характеристика, определяемая по стандартной методике.
Для численного опаеделечия коэффициента интенсивности напряжений К1 строится диаграмма распределения ниумальных напряжений в вершине трещины т упругой посииновке задачи (рис. 9).
Для вычисления коэ ффициента интенсивности напряжений К1 используется следующая формула [5]:
K, = ст* V 2жг *
диаграммы оценки областей разрушения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. № 4. С. 384-396.
5. Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами: РД-23.040.00-КТН-115-11: утв.10.07.2011: ввод в действие с 10.08.2011. М.: ОАО АКТранснефть, 2011. 143 с.
6. Сиратори Т., Миёси Т., Мацусита Х. Вычислительная механика разрушения / пер. с япон. С. Л. Масленникова; под ред. Е. М. Морозова. М.: Мир, 1986. 334 с.
7. ANSYS Workbench Users's Guide. ANSYS, Inc. Release 12.1. Southpointe November Technology Drive ANSYS, Inc. Canonsburg, PA certified to ISO 9001. URL: https:// docplayer.net/15245280-Ansys-workbench-user-s-guide.html (дата обращения: 11.03.2019).
8. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. М.: Госстрой, 2013. 93 с.
9. Vansovich K. A., Yadrov V. I., Beseliya D. S. The Effect of Stress State Characteristics on the Surface Fatigue Cracks Growth Rate Taking into Account Plastic Deformations // Procedia Engineering. 2015. Vol. 113. P. 244-253.
10. Terfas O., Alaktiwi A. Ductile Crack Grows in Surface Cracked Pressure Vessels // International Journal of Mechanical, Aerospace, Industrial, Mechatronic and Manufacturing Engineering. 2013. Vol. 7, no. 1. P. 46-52.
где а* — напряжения в вершине трещины, определенные для точки, находящейся на расстоянии I* от вершины.
Выводы и заключение. В данной работе выполнено исследование опасности дефектов коррозионного происхождения магистральных трубопроводов.
Была разработана математическая модель усталостного дефекта трубопровода, позволяющая производить оценку роста выявленных дефектов, оценивать срок безопасной эксплуатации, вводить ограничения по эксплуатируемым нагрузкам данного участка трубопровода.
Библиографический список
1. Фокин М. Ф. Оценка прочности труб магистральных трубопроводов с дефектами стенки, ориентированными по окружности трубы, по критерию возникновения течи перед разрушением / под ред. В. И. Ерофеева, С. И. Смирнова, Г. К. Сорокина // Прикладная механика и технологии машиностроения: сб. науч. тр. Н. Новгород: Интелсервис, 2005. С. 69-76.
2. Вансович К. А., Аистов И. П., Беселия Д. С. Метод оценки остаточного ресурса магистрального нефтепровода при наличии поверхностной трещины в условиях эксплуатационных нагрузок // Инженерный журнал: наука и инновации. 2018. № 5 (77). С. 1-7.
3. Остсёмин А. А., Заварухин В. Ю. Прочность нефтепровода с поверхностными дефектами // Проблемы прочности. 1993. № 12. С. 1-59.
4. Плювинаж Г., Буледруа О., Хадж-Мелиани М. Оценка опасности коррозионных дефектов при помощи
ВАНСОВИЧ Константин Александрович, кандидат технических наук, доцент (Россия), доцент кафедры «Нефтегазовое дело, стандартизация и метрология» Омского государственного технического университета (ОмГТУ). Адрес для переписки: [email protected] АИСТОВ Игорь Петрович, доктор технических наук, профессор кафедры «Промышленная экология и безопасность» ОмГТУ. 8Р1Ы-код: 9150-8613 ОЯСГО: 0000-0003-4069-0811 й^еагЛегГО: В-7033-2019 Адрес для переписки: [email protected] НАХАЕСТКИН Александр Александрович, инженер-технолог отдела главного технолога АО «Транснефть — Западная Сибирь», г. Омск. 8Р1Ы-код: 5567-4981
Адрес для переписки: [email protected] БЕСЕЛИЯ Давид Симонович, заместитель начальника отдела главного технолога АО «Транснефть — Западная Сибирь», г. Омск. 8Р1Ы-код: 1506-9725
Для цитирования
Вансович К. А., Аистов И. П., Нахлесткин А. А., Бе-селия Д. С. Анализ несущей способности магистрального трубопровода при наличии дефектов коррозионного происхождения // Омский научный вестник. 2019. № 3 (165). С. 5-10. БО1: 10.25206/1813-8225-2019-165-5-10.
Статья поступила в редакцию 19.04.2019 г. © К. А. Вансович, И. П. Аистов, А. А. Нахлесткин, Д. С. Беселия
