Page 40 - Zmist-n4-2015

Згідно з концепцією визначення об’ємної пошкодженості матеріалу [2], вста-
новлювали еквівалентну площу новоутворених поверхонь тріщин, які генерували
АЕ, а саме – радіус r 0 еквівалентного круга, за формулою
( )d 2
s F i ( )r 0
q
0
u = d , (5)
max i 2
T c R
r
1 1
r
(d)
де u max – максимальне значення модуля вектора переміщень; F i (q) – функція
кутової залежності амплітудних значень модуля вектора переміщень; T r – час ре-
лаксації; r – густина матеріалу; с 1 – швидкість пружної хвилі; R 1 – відстань від
джерела хвилі до точки спостереження. Для цього враховували заникання амплі-
туди пружної хвилі АЕ [2].
–4
Отримали, що сумарна еквівалентна площа відповідає радіусу r 0 » 10 m. Ма-
теріал досліджуваної ділянки труби – сталь 16ГС. Її основні механічні характерис-
тики такі: границя текучості s T – 450 MPa, нижнє порогове значення циклічної трі-
1/2
1/2
щиностійкості K th – 3,5 MPa×m , циклічна тріщиностійкість K Ic – 120 MPa×m .
За допомогою методу МАЕ [13–15] встановлено концентрацію водню у стінці
труби (3 ppm), якій відповідає експериментально визначене за допомогою методу
АЕ [16] пониження тріщиностійкості K Ic матеріалу труби на 20%.
Зображено (рис. 2) результати розрахунку кінетики поширення поверхневої трі-
щини у стінці труби нафтопроводу на основі розв’язку системи рівнянь (1) для різ-
них значень початкової площі виявленої тріщини. Згідно з крайовою умовою (2),
розрахункова залишкова довговічність N d відповідає кількості циклів зміни внут-
рішнього тиску в трубопроводі, за якої піввісь b контуру поверхневої тріщини до-
сягає товщини стінки h (рис. 2). Розраховували за таких вихідних даних: максималь-
ний внутрішній тиск у трубопроводі p max = 3,7 MPa; R = 0,85; h = 0,012 m, r = 0,53 m.

Рис. 2. Ріст втомної поверхневої тріщини
за різних значень її початкового розміру:
–3
–3
1 – r 0 = 3·10 m; 2 – r 0 = 4·10 m;
–3
3 – r 0 = 5·10 m (суцільні лінії – без ураху-
вання наводнювання стінки труби,
пунктирні лінії – із урахуванням).
Fig. 2. Surface fatigue crack growth curves
–3
for different crack initial size: 1 – r 0 = 3·10 m;
–3
–3
2 – r 0 = 4·10 m; 3 – r 0 = 5·10 m
(solid lines – non-hydrogenated pipe wall,
dotted lines – hydrogenated).
–3
Розрахунок показав, що тріщини із початковим радіусом поверхні r 0 < 3·10 m
не розвиваються, оскільки за цих умов експлуатації нафтопроводу КІН для таких
тріщин менший його порогового значення K th. Отже, тріщиноподібні дефекти
–4
розміром r 0 » 10 m, виявлені під час АЕ діагностування ділянки нафтопроводу
помпувальної станції, є безпечними з точки зору втомного розтріскування за цих
умов експлуатації. Однак слід зауважити, що, згідно зі законом Сівертса [5], збіль-
шення внутрішнього тиску в трубопроводі призводить до підвищення концентра-
ції водню на його внутрішній поверхні, а отже, і в околі вершини тріщини. Це,
згідно з розрахунками (рис. 2), може стати причиною значного зменшення за-
лишкової довговічності елемента труби нафтогазопроводу.
ВИСНОВКИ
Ефективність методики полягає у тому, що застосовуються два методи не-
руйнівного контролю, які мають різну фізичну природу. Їх використання дало
змогу отримати необхідні параметри для розв’язку диференціальних рівнянь кі-
нетики поширення тріщини. Цю методику можна ефективно використати під час
39