ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Параметры напряженно-деформированного состояния из "Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами" Информация о величине действующих напряжений как на участке трубы, так и в зоне дефекта является основополагающей для количественной оценки работоспособности и ресурса участка газопровода с дефектами, поскольку позволяет ввести в расчеты фактические значения напряжений, действующие на конкретном дефекте, в конкретном месте участка трубопровода. [c.18] Напряжения, действующие в трубопроводах, определяются совокупностью факторов таких, как внутреннее давление транспортируемого продукта, продольный изгиб трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях, поперечный изгиб стенки трубы (овальность, гофры, вмятины), температурные деформации, остаточные напряжения в зоне сварных швов, влияние концентраторов напряжений (несовершенства формы сварных стыков, технологические дефекты, повреждения, образовавшиеся в процессе эксплуатации). В зависимости от знака действующих от каждого фактора напряжений, они могут компенсироваться или суммироваться. В последнем случае возможно образование зон локального перенапряжения и протекание значительных пластических деформаций, (хотя давление транспортируемого продукта соответствует нормативному или ниже нормативного), что является основной причиной аварий на магистральных трубопроводах. [c.18] Значения действующих напряжений определяются с помощью ультразвукового измерителя напряжений АСТ-2000 . Измерения напряжений проводятся в соответствии с прилагаемой к прибору инструкцией по эксплуатации. [c.18] Прибор позволяет измерять как эквивалентные напряжения, так и в отдельности каждый из компонентов продольных и кольцевых напряжений в условиях плоского напряженного состояния. Значения действующих напряжений отражаются на экране дисплея в МПа. Погрешность измерений не превышает 5 % от предела текучести. [c.18] Прибор автоматически регистрирует толщину стенки трубы в зоне измерения с точностью 0.01 мм, а также запас остаточной прочности в процентном отношении к пределу текучести стали трубы. [c.18] Все измеряемые параметры заносятся в память прибора, по окончании измерений возможна распечатка протокола. [c.18] Общая коррозия — в местах минимальной (по возможности) и максимальной остаточной толщины стенки трубы. [c.19] Стресс-коррозия — в центре колонии и вблизи трещины наибольшей длины. [c.19] Дефекты металлургического характера, в том числе расслоения — над центром площади дефекта. [c.19] Дефекты сварных соединений — по усилению сварного шва и около-шовной зоне. [c.19] Дефекты геометрии сечения трубы — по центру площади деформации и далее по линии образующей трубы, проходящей через центр, с шагом 100 мм до конца деформированной зоны. Аналогично, от центра по линии периметра трубы. Независимо от шага, измерения проводятся в обязательном порядке в местах экстремального изгиба стенки в ортогональных направлениях относительно оси трубы. [c.19] Кроме непосредственно дефектных зон, проводится измерение напряжений, если имеется доступ, по бездефектному металлу трубы в 4-х диаметрально противоположенных точках по периметру трубы. [c.19] Обработка результатов и представление данных в программы расчета. [c.19] Далее проводится расчет по пп. 4.2.2-4.2.4 и 4.2.7. (В формуле (4.126) можно использовать значения X, Д 6, без учета их изменения при деформировании). [c.20] Q Ь и в дальнейшем подразумевается суммирование по повторяющимся индексам. [c.20] Наряду с инвариантами J , У/ у или главными напряжениями (деформациями) могут быть введены и другие системы инвариантных величин, вполне определяющих соответствующий тензор и не зависящих от поворота осей координат. Инварианты одной системы могут быть выражены через инварианты другой. [c.21] Проекции Х , (П2.9)-(П2.11) содержат только компоненты девиатора, а 2 . только гидростатическую составляющую тензора напряжений. [c.22] Вернуться к основной статье