6.3 За відсутності даних про матеріали, що використані при будівництві магістрального трубопроводу, їх механічні характеристики та характеристики ударної в'язкості та тріщиностійкості дозволяється визначати згідно з додатком А.
6.4 За відсутності довідкової інформації про К1С для трубних сталей, а також через певні методичні труднощі при експериментальному визначенні К1С дозволяється:
використання кореляційних залежностей між К1С і ударною в'язкістю KCV згідно з додатком Б;
у разі наявності лише одиничних значень ударної в'язкості KCV можна скористатись консервативним підходом для визначення К1С саме:
К1С = 7,36 ( KCV) 0'63,
де розмірність величини К1С - МПа, а ударної в'язкості KCV- Дж/см2;
-визначати за загальноприйнятими методиками, в тому числі, такими, що використовують методи нелінійної механіки руйнування.
Відповідальність за отримання достовірного значення К1С аналітичним шляхом покладається на користувачів даного стандарту.
6.5 Для розрахунків на довговічність ділянок трубопроводу з тріщиноподібними дефектами слід використовувати характеристики тріщиностійкості матеріалу при циклічному навантажуванні згідно з МР 2-95 [2].
6.6 Більшість трубних сталей належить до категорії матеріалів із відношенням границі текучості до границі міцності в діапазоні 0,7-0,75. Для таких матеріалів характерне додаткове деформаційне зміцнення (максимум до 20 %) в зонах концентрації напружень за складного циклічного навантаження. Останню обставину слід враховувати у розрахунках на малоциклову втому.
6.7 У разі відсутності достатньої вибірки для обгрунтування мінімально гарантованих значень характеристик матеріалу дозволяється скористатись ймовірнісним аналізом з обов'язковим обгрунтуванням достатності статистичних даних, правильності вибору ймовірнісного розподілу (ДСТУ 4046).
7.1 Класифікація дефектів
7.1.1 Дефекти трубопроводів поділяють на два класи:
1-й клас - дефекти суцільності металу (дефекти матеріалу), що характеризуються локальним порушенням суцільності матеріалу;
2-й клас - дефекти форми, що проявляються у локальній зміні геометрії елементів трубопроводу в процесі виготовлення або експлуатації.
7.1.2 Дефекти трубопроводів у залежності від свого походження поділяються на:
-заводські (технологічні), що зумовлені відхиленнями від технології під час виготовлення складових елементів об'єкта;
-будівельні при будівництві магістрального трубопроводу;
-експлуатаційні, що виникають під час експлуатації трубопроводу;
Класифікація дефектів, їх визначення та характеристики наведені у додатку В.
7.1.3 Дефекти матеріалу за розмірністю поділяють на тріщиноподібні (характеризуються довжиною та глибиною) та тривимірні (характеризуються довжиною, глибиною та шириною). До тріщиноподібних дефектів відносять власне тріщини, а також гострі тривимірні дефекти основного металу (риски, подряпини тощо, див. додаток В); зварного шва (підрізи, непровари, пори, шлакові включення тощо, див. додаток В), для яких ширина 2b є малою величиною і задовольняє нерівність:
b max {0,25t; 6,4мм; а},
де t - товщина стінки труби, а - глибина дефекту, b - півширина дефекту.
7.1.4 За товщиною стінки розрізняють: поверхневі дефекти, що виходять на одну із вільних поверхонь труби; підповерхневі дефекти, що не виходять на вільну поверхню труби; наскрізні дефекти, що виходять на протилежні поверхні стінки труби.
7.1.5 За кількістю дефектів та їх взаємномим впливом розрізняють поодинокі, парні та групові.
7.1.6 Для спрощення класифікації ескізи дефектів наведено у стовпчику "дефекти" згідно з табл. В.1 (додаток В).
7.2 Схематизація дефектів
7.1.1 Схематизацію дефектів проводять із метою спрощення розрахункових схем. Основне правило схематизації повинно полягати в найбільш повному врахуванні основних геометричних особливостей відповідно до 7.2.4 конкретного дефекта з одночасним забезпеченням консервативності розрахунків.
7.2.2 У випадку складної просторової орієнтації тріщиноподібний дефект слід спроектувати на поздовжню та поперечну проекцію труби. Отримані дві проекції дефекту надалі схематизують та розраховують за правилами, прийнятими для поодиноких осьових та кільцевих дефектів.
7.2.3 Даний стандарт не враховує орієнтацію дефекта в поперечному перерізі труби, а також нахил площини тріщиноподібного дефекту до твірної циліндра труби в зоні дефекту. Для компенсації таких спрощень, дотримуючись консервативних оцінок при побудові розрахункових схем, слід використовувати максимальні можливі значення силових параметрів.
7.2.4 Поверхневий або підповерхневий тривимірний дефект схематизується прямокутною областю з параметрами а, 2l, 2b (а - глибина дефекту, мм; l - півдовжина дефекту, мм; b – півширина дефекту, мм). При нерівномірному розподілі глибини тривимірного дефекту за розрахунковий параметр а консервативно приймається максимальне значення глибини.
7.2.5 Дозволяється враховувати реальну форму дефекту для зменшення консеративності оцінок у розрахунках при застосуванні МСЕ або аналітичних моделей [3].
7.2.6 Тріщиноподібні дефекти в зварному шві схематизують аналогічно тріщиноподібним дефектам в основному металі.
7.2.7 Схематизацію поодиноких дефектів трубопроводів слід проводити згідно з додатком В.
7.2.8 Правила схематизації парних та групових дефектів визначають згідно з табл. В.2 (додаток В).
7.3 У стандарті не передбачена оцінка складних дефектів (дефекти суцільності матеріалу, що розташовані в зоні дефекту форми). Для розрахунку таких дефектів можна скористатись:
-процедурами розрахунку, що наведені в інших нормах із використанням системи коефіцієнтів надійності відповідно до розділу 9.
-отриманням параметра зменшення міцності ПЗМ складного дефекту як добутку незалежних ПЗМ окремих дефектів, що його утворюють.
7.4 Для спрощення класифікації ескізи дефектів наведено у стовпчику "схематизація" табл. В.1 (додаток В).
8.1 Перелік навантажень та впливів, що зазнає трубопровід під час експлуатації, а також їх класифікація за часом дії визначається згідно зі СНиП 2.05.06.
8.2 Коефіцієнти сумісності навантажень при одночасній дії різних силових факторів визначають згідно зі СНиП 2.01.07. Дані про рівень навантажень наведені в проектній документації. За умови відсутності таких даних тип та рівень навантажень визначає спеціалізована організація.
8.3 Навантаження та впливи на трубопровід поділяють на дві групи: функціональні та природно-кліматичні.
8.3.1 Функціональні навантаження визначають конструктивною схемою трубопроводу та режимами експлуатації. До функціональних навантажень належать: внутрішній тиск (максимальний робочий тиск), регульовані температурні впливи, власна вага, конструктивні особливості ділянки трубопроводу, що зумовлюють додаткові навантаження конструкції (пружний згин) тощо.
8.3.2 Природно-кліматичні навантаження виникають у процесі взаємодії трубопроводу з середовищем. Дані про тип та рівень природно-кліматичних навантажень можна отримати з аналізу конструктивних рішень, інформації про схему прокладання траси, району проходження траси та його природно-кліматичних характеристик.
8.4 У залежності від способу прокладання трубопроводу в розрахункових схемах слід враховувати наступні навантаження.
8.4.1 Для підземних трубопроводів:
- внутрішній тиск;
-температурні навантаження;
-навантаження від викривлення осі трубопроводу;
-навантаження від осьового стиску або розтягу;
-навантаження від ваги грунту або води;
-навантаження від зсувів та просідань грунтів, привантажень, виштовхувальної сили водного середовища, сейсмічні;
-дія течії води на розмитій ділянці трубопроводу.
8.4.2 Для трубопроводів на палях:
-внутрішній тиск;
-власна вага;
-вага транспортованого продукту з урахуванням режимів експлуатації;
-додаткові навантаження від ваги змонтованого на трубопроводі обладнання та будівельних конструкцій;
-навантаження від обмерзання та налипання снігу;
-температурні навантаження;
-вітрові навантаження;
-сейсмічні.
8.4.3 Для надземних трубопроводів, що прокладені в насипі:
-внутрішній тиск;
-температурні навантаження;
-навантаження від викривлення осі трубопроводу;
-навантаження від осьового стиску або розтягу;
-навантаження від ваги грунту;
-навантаження від зсувів та просідань грунтів, сейсмічні.
8.4.4 Зазначені зовнішні силові фактори слід враховувати при визначенні осьового зусилля та згинальних моментів під час аналізу напруженого стану ділянки трубопроводу.
8.4.5 Для трубопроводів, які прокладені в межах автодоріг, залізниць і переходів з інтенсивним рухом транспорту, слід враховувати вібраційні навантаження окремим розрахунком.
8.5 В деяких розрахункових схемах слід розрізняти первинні та вторинні напруження (за природою походження), а також мембранні, згинальні і пікові (за локалізацією) згідно з 5.4.5.2. При виконанні пружного аналізу слід враховувати повну класифікацію напружень відповідно до 10.1.2.1, в).При виконанні граничного пластичного аналізу слід враховувати класифікацію напружень лише за природою їх походження згідно з 10.1.2.2.
8.5.1 До первинних відносять нормальні або дотичні напруження, які задовольняють рівняння рівноваги і врівноважують прикладені зовнішні і внутрішні сили і моменти. Первинні напруження, що перевищують границю текучості, не релаксують при їх збільшенні і приводять до руйнування або до збільшення викривлення геометрії трубопроводу. Термічні напруження не класифікують як первинні.
Первинні мембранні напруження поділяються на загальні і локальні. Первинні мембранні загальні напруження є такими, що не перерозподіляються (не релаксують) в конструкції після виникнення пластичних деформацій або появи дефектів. До цих напружень відносять мембранні напруження, що виникають за рахунок внутрішнього тиску та механічних навантажень (наприклад, від ваги). Первинні мембранні локальні напруження виникають внаслідок дії внутрішнього тиску або інших механічних навантажень у зонах переходу між основними конструктивними елементами. Область їх дії обмежується характерною довжиною .
Первинні згинальні напруження виникають у трубопроводі при розгляді його як оболонки внаслідок викривлення початкової геометрії за дії зосереджених або згинальних моментів від зосереджених та/або розподілених поперечних сил.
8.5.2 До вторинних напружень відносять нормальні або дотичні напруження, що діють у закріпленнях з'єднувальних деталей, розвиваються в зонах обмеження переміщень або викликані дією крайових умов. Основною особливістю цих напружень є те, що вони є самообмеженими, тобто їх рівнодіюча від сили і суми моментів на даному перерізі труби дорівнює нулю.
8.5.3 До пікових належать напруження, які характеризуються тим, що не спричинюють значних викривлень геометрії, але є не бажанами, оскільки є джерелом можливого виникнення втомних тріщин або руйнування. До пікових відносять залишкові напруження від зварювання, термічні та напруження в зонах концентрації.
8.5.4 За певних експлуатаційних умов (локалізації пластичних деформацій) у певному ослабленому перерізі вторинні напруження можуть не релаксувати, в цьому випадку їх слід розглядати як первинні і цю обставину слід врахувати під час розрахунків.У разі складності розмежування напружень на первинні та вторинні їх слід приймати первинними.
8.6 При визначенні внутрішніх силових факторів (моментів, сил), що мають місце в трубопроводі, допускається використання як методів технічного діагностування, так і аналітичних методів. Загальні вимоги до визначення силових факторів регламентуються відповідно зі СНиП 2.05.06.
При визначенні силових факторів за будь-яким із аналітичних методів розрахункова схема повинна найбільш повно відображати умови роботи трубопроводу та його взаємодію з навколишнім середовищем.
8.7 Для розрахунку основних внутрішніх силових факторів можна скористатися стерженевою апроксимацією. Для ділянок із великою кривизною модель може бути ускладнена за рахунок використання підходів теорії оболонок.
8.8 Для визначення основних внутрішніх силових факторів, що мають місце в трубопроводі, слід поділяти магістральний трубопровід на типові розрахункові ділянки з однорідними умовами експлуатації. У межах розрахункової ділянки передбачається наявність сталої конструктивної схеми трубопроводу, однорідних умов за способом прокладання траси, за грунтово-геологічними умовами, навантаженням, категорією, температурним впливом.
8.9 При аналітичному визначенні напруженого стану трубопроводу слід враховувати різні типи напружень згідно з 8.5.1.
8.9.1 До первинних мембранних загальних напружень належать:
а) номінальні окружні напруження σθ (від внутрішнього тиску)
, (1)
де kp- коефіцієнт надійності за навантаженням (внутрішнім тиском), що приймається згідно зі СНиП 2.05.06 і дорівнює:
для газопроводів- 1,1; для нафтопроводів та нафтопродуктопроводів діаметром 700-1200 мм з проміжними НПС - 1,15 ; для нафтопроводів та нафтопродуктопроводів діаметром 700-1200 мм без проміжних НПС та діаметром менше 700 мм- 1,1; при гідровипробуваннях - 1;
