Оценка малоцикловой долговечности трубопровода по стадии. Оценка малоцикловой долговечности по стадиям зарождения трещины

• Название: Оценка малоцикловой долговечности по стадиям зарождения трещины
• Дата: 25.04.2021
• Размер: 130.67 Kb.
• Имя файла: Оценка малоцикловой долговечности трубопровода по стадии.docx
• Тип: Документы; #198337

лабораторной работе №3

«Оценка малоцикловой долговечности по стадиям зарождения трещины»

1) Определить число циклов перепада давления до зарождения трещины и долговечность стенки трубы в нефтепроводе диаметром 273 мм при наличии риски шириной 1 мм и глубиной 0,5 мм. Толщина стенки 9,2 мм, материал стенки трубы – сталь 13ГФА по ТУ 14 – 3– 1701 – 90[14]. Давление в трубопроводе – 2,38 МПа (рабочее), при остановке перекачки – 0,11 МПа (гидростатическое).

Характеристики стали13ГФА:

1. 
   Предел прочности σ_в=557,3 МПа;
   
2. 
   Предел текучести σ_0,2=397 МПа;
   
3. 
   Истинные деформации при разрыве e_к=0,323;
   
4. 
   Истинные напряжения при разрыве σ_к=623,4 МПа;
   
5. 
   Относительное равномерное сужение ψ_в=12,48%;
   
6. 
   Диаграмма истинных напряжений и деформаций растяжения σ_I=f(e_i);
   
7. 
   Режим нагружения – мягкий, ассиметричный с коэффициентом
   

ассиметрииr = 0,04;

8. 
   Модуль упругости стали E=2,1*10⁵МПа;
   
9. 
   Число циклов нагружения за 1 год N₂.
   

Исходные данные

Вар.	1	2	3	4	5	6	7	8
	2	3	4	5	6	7	8	9
	Pраб	Pоткл	Dвнеш	δн	b	d	ρ	N2
19	2,38	0,11	273	9,2	1,0	0,48	0,5	135

Обозначения для табл.:

1. 
   Рабочее давление в трубопроводе в режиме перекачки (p), МПа;
   
2. 
   Рабочее давление в трубопроводе при остановке перекачки (p), МПа;
   
3. 
   Диаметр наружный, мм;
   
4. 
   Установленная диагностикой минимальная номинальная толщина стенки в зоне дефекта δ_н;
   
5. 
   Установленный диагностикой дефект – риска с закругленными краями глубиной b, мм;
   
6. 
   Установленный диагностикой дефект – риска с закругленными краями шириной d, мм;
   
7. 
   Радиус закругления ρ.
   

Задача:

определить число циклов перепада давления до зарождения трещины в нефтепроводе для трубопровода диаметром (D_внеш) 273 мм при наличии риски шириной (d) 0,48 мм и глубиной (b) 1,0 мм. Толщина стенки (δ) 9,2 мм, материал стенки трубы – сталь 13ГФА по ТУ 14 – 3 – 1701 – 90[14]. Давление в трубопроводе: рабочее (P_раб) 2,38 МПа, гидростатическое при остановке перекачки (P_откл) 0,11 МПа. Радиус закругления (ρ): 0,5.

Характеристики стали 13ГФА: предел прочности σ_в=557,3 МПа; предел текучести

σ_0.2 =397 МПа; истинные деформации при разрыве е_к=0,323; истинные напряжения при разрыве σ_к = 623,4 МПа; относительное равномерное сужен ψ_в=12,48%; диаграмма истинных напряжений и деформаций растяжения σ_i = f(e_i); режим нагружения – мягкий, асимметричный с коэффициентом асимметрии r =0,04; модуль упругости стали Е = 2,1∙10⁵ МПа; число циклов нагружения за 1 год N₂=135.

Решение

1. 
   Рассчитаем предел усталости для стали, применяемой на нефтепроводах по формуле (40):
   

МПа.

2. 
   Определим показатель мягкого циклического нагружения по формуле (42):
   

3. 
   Вычислим максимальные кольцевые напряжения в стенке трубы без учёта концентрации напряжения (по формуле из СНиП 2.05.06 – 85 [10]):
   

где p – рабочее (нормативное) давление, МПа;

D_вн – внутренний диаметр трубы, см;

σ_н – номинальная толщина стенки трубы, см;

n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по таблице в СНиПе.

4. 
   Вычислим минимальные кольцевые напряжения в стенке трубы без учёта концентрации напряжения по формуле (67):
   

5. 
   Вычисляем коэффициент концентрации напряжений для риски по формуле
   

(68):



где b− глубина, установленного диагностикой дефекта (риска с закругленными краями), мм;

ρ− радиус закругления.

6. 
   Рассчитываем минимальные и максимальные напряжения в концентраторе (риске) по формулам (69):
   

7. 
   Определяем значения наименьше и наибольшей деформации в вершины дефекта в процессе циклического изменения давления в трубопроводе, используя диаграмму истинных напряжений и деформаций растяжения σ_i = f(e_i):
   

8. 
   Вычисляем амплитуду деформации в вершине дефекта и среднюю деформацию стали _српо формуле (44):
   

9. 
   Рассчитываем истинную деформацию в вершине дефекта по формуле (43):
   

10. 
    Определяем число циклов до зарождения трещины по формуле (70):
    

где ψ_в− относительное равномерное сужение [ψ_в = 12,48%]; Е− модуль упругости стали [Е = 2,1∙10⁵ МПа].

11. 
    Определяем долговечность по зарождению трещины по формуле (61):
    

Вывод

В данном расчете была рассчитана долговечность по зарождению трещины ( ).А также было определено число циклов до зарождения трещины (