Методология обоснования прочности оболочковых конструкций длительно эксплуатируемого оборудования магистральных нефтепроводов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, доктор наук Неганов Дмитрий Александрович

• Неганов Дмитрий Александрович
• доктор наук
• 2021

Оглавление диссертации доктор наук Неганов Дмитрий Александрович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1 Отечественная и мировая практика обеспечения прочности тонкостенных оболочковых и корпусных конструкций нефтяной отрасли

1.1 Классификация оборудования нефтяной отрасли. Основные принципы обеспечения прочности

1.2 Развитие методов обеспечения прочностной надежности тонкостенных оболочковых конструкций

1.3 Обеспечение прочности эксплуатируемых оболочковых конструкций оборудования МТНН

Выводы по Главе

Глава 2 Детерминированные нормативные методы обоснования прочности ОК и КК оборудования нефтяной отрасли

2.1 Научные основы детерминированных методов расчета прочности

2.2 Совершенствование детерминированных методов расчета прочности

2.2.1 Развитие основных детерминированных расчетов прочности на основании уточнения коэффициентов запаса

2.2.2 Учет определяющих факторов напряженного состояния в основных расчетах прочности трубопроводов

2.2.3 Анализ совместного влияния напряженных состояний и анизотропии свойств на статическую прочность магистральных трубопроводов

2.2.4 Анализ влияния масштабного фактора на статическую прочность магистральных трубопроводов

2.3 Идентификация трубных сталей отечественного и зарубежного производства для оценки прочности эксплуатируемых трубопроводов

Выводы по Главе

Глава 3 Статистические методы расчетно-экспериментального обоснования прочности оболочковых конструкций

3.1 Статистические факторы прочности оболочковых конструкций

3.2 Статистика механических свойств трубных сталей

3.2.1 Развитие подходов к оценке изменений характеристик металла труб в процессе эксплуатации

3.2.2 Сводные данные о механических свойствах трубных сталей

3.2.3 Определение необходимого и достаточного количества испытываемых образцов

3.3 Статистический анализ запасов прочности и коэффициентов по надежности

3.4 Статистика эксплуатационных повреждений и аварийных ситуаций

Выводы по Главе

Глава 4 Вероятностные методы оценки прочности оболочковых конструкций

4.1 Постановка задачи перехода от детерминированных и статистических методов к вероятностным

4.2 Исследования вероятностных характеристик механических свойств трубных сталей

4.2.1 Основные требования к исследованиям

4.2.2 Анализ базовых характеристик трубных сталей

4.3 Дисперсионный анализ результатов механических испытаний и данных, накопленных в БД МХС

4.4 Корреляционный анализ результатов испытаний

Выводы по Главе

Глава 5 Комплексный расчетно-экспериментальный анализ прочности оболочковых конструкций МН (МНПП)

5.1 Формирование научных основ комплексного анализа

5.2 Создание системы комплексных механических испытаний

5.2.1 Стандартные испытания и основные расчеты на статическую прочность

5.2.2 Унифицированные испытания

5.2.3 Специальные испытания

5.2.4 Стендовые и натурные испытания труб на прочность

Выводы по Главе

Глава 6. Реализация и совершенствование методик расчетно-экспериментального обоснования прочности, долговечности и живучести оболочковых конструкций МН (МНПП)

6.1 Постановка задач

6.2 Расчетное обоснование замены участков линейной части магистральных нефтепроводов с использованием комплексных данных об их техническом

состоянии

6.3 Особенности учета перепадов давления для определения цикличности нагружения магистральных нефтепроводов

6.4 Методика статистического анализа дефектности труб в исходном состоянии и в процессе разработки, строительства и эксплуатации

6.5 Разработка расчетных схем подземных трубопроводов с ненормативной кривизной оси с учетом данных внутритрубной диагностики

6.6 Создание баз данных и банков данных для реализации расчетов прочностной надежности

6.6.1 Постановка проблемы создания баз данных и банков данных

6.6.2 Формирование перспективной базы знаний

6.6.3 Формирование банков данных по реализации баз знаний

Выводы по Главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяной сектор является ведущей отраслью экономики Российской Федерации (РФ), поскольку за счет него генерируется 23 % доходов Федерального бюджета и около 40 % поступлений от экспортной деятельности. В 2020 г. добыча в РФ составит около 10,3 млн. баррелей в сутки. Весной 2022 г., когда ограничения в рамках соглашения ОПЕК+ закончатся, РФ может нарастить добычу до 11,8 млн. баррелей в год. Тогда одним из основных сдерживающих факторов развития отрасли будет являться текущее состояние основных производственных фондов (ОПФ), характеризующихся большой долей износа. В целом, в нефтедобывающей промышленности степень износа ОПФ составляет около 55 %, в трубопроводном транспорте нефти - около 70 %, в нефтепереработке - до 80 %.

В связи с этим возникает необходимость оценки текущего состояния длительно эксплуатируемых ОПФ, к которым относится следующее оборудование: силовые и рабочие машины; сосуды, резервуары; трубопроводы и арматура. Основными элементами, определяющими конструктивную прочность указанного оборудования, являются тонкостенные оболочковые конструкции (ОК) и корпусные конструкции (КК), нагруженные избыточным давлением рабочего тела. К одной из важных составляющих ОПФ нефтяной отрасли относится магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов (МТНН). Наибольший размах строительства объектов нефтяной отрасли пришелся на 1970 - 1980 гг. в связи с необходимостью добычи, транспортировки и переработки больших объемов нефти месторождений Западной Сибири. Исследования и разработки в области проектирования, строительства и эксплуатации оборудования, проведенные в то время, позволили сформировать и реализовать общие традиционные нормативные требования к их прочности, основанные на классических расчетных схемах и теориях прочности. Однако, несмотря на накопленный огромный опыт проектирования, создания и функционирования ОПФ нефтяной отрасли и МТНН, пока не удалось избежать отказов и повреждений на всех стадиях жизненного цикла.

Помимо этого, возрастающий износ длительно эксплуатируемых оболочковых и корпусных конструкций, а также постоянное совершенствование средств технического диагностирования приводят к увеличению числа выявляемых технологических и эксплуатационных дефектов, не отраженных в существующих нормативных документах.

Учитывая вышеизложенное, в настоящее время и в перспективе требуется решение важной народно-хозяйственной проблемы, заключающейся в формировании научных основ, методов расчетных и экспериментальных обоснований и технологий обеспечения конструктивной прочности длительно эксплуатируемых оболочковых и корпусных конструкций оборудования нефтяной отрасли с учетом ключевых параметров работоспособности -нарастающий износ, деградация конструкционных сталей, возрастание интенсивности изнашивания элементов (развитие дефектности) и достижение не только нормативных, но и новых предельных состояний.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методология обоснования прочности оболочковых конструкций длительно эксплуатируемого оборудования магистральных нефтепроводов»

Цель и задачи работы

Цель работы - разработка и развитие методологии поэтапного обоснования конструктивной прочности оболочковых и корпусных конструкций длительно эксплуатируемого оборудования нефтяной отрасли с применением комбинированных основных и поверочных (вероятностных, статистических и детерминированных) методов, позволяющих количественно определять срок безопасной эксплуатации конструкций с учетом их конструктивных, технологических и эксплуатационных факторов, и на этой основе предложить и реализовать новую стратегию технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта (ТПР и КР).

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1 Анализ и систематизация отечественных и зарубежных норм конструктивной прочности оборудования с разделением расчетов на две части -основные и поверочные.

2 Разработка методики основных расчетов и обоснования конструктивной прочности с корректировкой коэффициентов запаса и учетом: напряженных

состояний и анизотропии свойств; масштабного фактора; наличия трещиноподобных дефектов.

3 Обоснование перехода от общепринятых детерминированных к новым статистическим и вероятностным расчетам с использованием методов стандартных, унифицированных и специальных испытаний для принятия ситуационных решений в условиях неопределенности.

4 Разработка комплексной системы поэтапного расчетно-экспериментального определения прочности оболочковых и корпусных конструкций оборудования нефтяной отрасли и магистральных трубопроводов.

5 Разработка методологии интеллектуальной и компьютерной поддержки принятия решений по обоснованию технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта оборудования с использованием комплексной информации о его техническом состоянии.

Предмет исследования - конструктивная прочность оболочковых и корпусных конструкций в условиях длительной работы оборудования нефтяной отрасли с учетом вариабельности основных конструктивно-технологических и эксплуатационных факторов.

Объект исследования - оболочковые и корпусные конструкции оборудования нефтяной отрасли и магистрального транспорта нефти и нефтепродуктопроводов (трубопроводов, резервуаров, арматуры, агрегатов, технических устройств).

Научная новизна

1 Разработана новая методика оценки работоспособности длительно эксплуатируемого оборудования нефтяной отрасли и МТНН с внедрением интегрированного критерия - вероятности разрушения и дифференцированных, в зависимости от объемов испытаний, коэффициентов запаса прочности, что позволило разработать научную основу в форме расчетных выражений и их параметров для количественного определения конструктивной прочности оболочковых и корпусных конструкций.

2 Существенно усовершенствованы методы детерминированного прочностного расчета оболочковых и корпусных конструкций с введением в расчеты таких факторов, как: изменяющееся напряженное состояние; силовые и деформационные характеристики механических свойств; анизотропия свойств сталей; эффект абсолютных размеров; растягивающие остаточные напряжения, что позволяет дополнительно снижать запасы прочности, по сравнению с нормативным на 10-15 %.

3 Сформулирована и аналитически решена проблема перехода к концепции расчета конструктивной прочности оболочковых и корпусных конструкций по фактическим значениям их базовых характеристик, определенных в рамках созданной и внедренной системы комплексных механических испытаний, с применением вероятностного анализа, состоящего: в получении функций плотности вероятности внешних и внутренних воздействий и соответствующих расчетных эксплуатационных напряжений, расчетных сопротивлений (пределов текучести и прочности), с последующим определением вероятности разрушения в зонах, где эксплуатационные напряжения превышают допускаемые и предельные.

4 Создана и апробирована комбинированная система поэтапного расчетно-экспериментального обоснования прочности длительно эксплуатируемых оболочковых и корпусных конструкций, позволяющая учитывать основные закономерности изменения расчетных параметров, особенность которой состоит в том, что наряду с общепринятыми детерминированными, в случае не обеспечения прочности, используются новые взаимоувязанные вероятностные методы, с учетом статистической информации о возможном состоянии оборудования, условиях его производства, особенностях эксплуатации и технического обслуживания.

Теоретическая значимость работы

Разработана и обоснована комплексная система расчетно-экспериментального определения прочности оболочковых и корпусных конструкций в составе основных производственных фондов нефтяной отрасли и магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов с учетом их декомпозиции по срокам эксплуатации, техническому состоянию и ответственности с комбинацией детерминированных и вероятностных (с использованием расчетной статистической информации о механических свойствах конструкционных сталей и определением запасов прочности), расчетов прочности.

Практическая значимость работы

1 Разработаны и внедрены в АО «Транснефть - Прикамье», АО «Транснефть - Дружба», АО «Транснефть - Сибирь», ООО «Транснефть -Порт Приморск» программные комплексы обоснования конструктивной прочности оболочковых и корпусных конструкций оборудования: информационная система для линейной части магистральных нефтепроводов «Надежность линейной части магистральных трубопроводов»; программный комплекс «Автоматизированное рабочее место оценки технического состояния нефтепроводов) - 2»; база данных механических и химических характеристик сталей «БД МХС». Внедрение комплексов, основу которых составляет методология, разработанная в диссертации, позволило: в течение 5 лет снизить затраты по техническому перевооружению, реконструкции и капитальному ремонту оборудования магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на 4,2 млрд руб.

2 Разработана и внедрена в практику АО «Выксунский металлургический завод», АО «Ижорский трубный завод», ПАО «Челябинский трубопрокатный завод» система комплексных механических испытаний труб и оборудования, обеспечивающая стабилизацию качества поставляемой на объекты строительства продукции и повышение надежности и безопасности магистральных трубопроводов.

Степень разработанности темы

На основании выполненных автором исследований изложены новые научно обоснованные технические и технологические решения по расчетно-экспериментальному определению прочности оболочковых и корпусных конструкций длительно эксплуатируемого оборудования нефтяной отрасли и магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, имеющая существенное значение для развития страны. Предложена и реализована усовершенствованная стратегия технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта магистрального трубопроводного транспорта жидких углеводородов.

Положения, выносимые на защиту

1 Декомпозиция длительно функционирующего оборудования нефтяной отрасли и магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов с дифференциацией оболочковых и корпусных конструкций по расчетным схемам, расчетным случаям, срокам эксплуатации, техническому состоянию и методам обеспечения конструктивной прочности.

2 Двухуровневое теоретико-экспериментальное обоснование конструктивной прочности длительно эксплуатируемого оборудования традиционными основными и новыми поверочными детерминированными методами по номинальным напряжениям и силовым критериям прочности.

3 Статистические и вероятностные закономерности рассеяния расчетных эквивалентных напряжений и расчетных значений механических свойств, вызванных неустойчивостью технологического изготовления, строительства и эксплуатацией оболочковых и корпусных конструкций.

4 Система комплексных механических испытаний, увязанных по стадиям жизненного цикла основных производственных фондов основными и поверочными методами расчетно-экспериментального определения напряженно-деформированных и предельных состояний.

5 Комбинированный расчетно-экспериментальный метод обоснования продления эксплуатации, ремонта и замены с применением разноуровневых многопараметрических подходов, базы знаний и банков данных.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность полученных результатов обеспечена: использованием в работе современных методов расчетно-экспериментального определения напряженно-деформированного состояния (НДС), исследованием физико-механических свойств конструкционных сталей (более 20 000 лабораторных и более 1000 стендовых и натурных испытаний); проведением сопоставления результатов вычислительных экспериментов, лабораторных, стендовых и натурных испытаний с результатами технической диагностики в реальной эксплуатации.

Основные положения диссертационной работы докладывались на 15 международных научно-практических конференциях: XI Международной научно-технической конференции «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (г. Оренбург, 2015); VII Российской научно-практической конференции «Актуальные вопросы нефтегазового строительства» (г. Москва, 2016); Международной научно-технической конференции, посвященной памяти академика А.Х. Мирзаджанзаде (г. Уфа, 2016); XXIII Конференции «Актуальные проблемы физического металловедения сталей и сплавов» (г. Тольятти, 2016); XXI Всероссийской научной конференции по неразрушающему контролю и технической диагностике (г. Москва, 2017); XVI Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы прогнозирования чрезвычайных ситуаций» (г. Москва, 2017); XII Международной конференции «Механика, ресурс и диагностика материалов и конструкций» (г. Екатеринбург, 2018); 13 PIPELINE TEHNOLOGY CONFERENCE (Berlin, 2018); VI Всероссийской конференции «Безопасность и мониторинг техногенных и природных систем» (г. Красноярск, 2019); XII Всероссийском съезде по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики (г. Уфа, 2019) и др.

Соответствие паспорту специальности

Диссертационная работа соответствует паспортам специальностей: 05.02.13 «Машины, агрегаты и процессы» (нефтегазовая отрасль)», а именно п. 7. -«Разработка и повышение эффективности методов технического обслуживания, диагностики, ремонтопригодности и технологии ремонта машин и агрегатов в целях обеспечения надежной и безопасной эксплуатации и продления ресурса»; 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ», а именно п. 7. - «Исследования в области ресурса трубопроводных конструкций, в том числе прогнозируемого при проектировании и остаточного при их эксплуатации».

Публикации по результатам исследований

По теме диссертации опубликована 61 работа, 36 статей в журналах, рекомендованных ВАК, 18 статей в журналах, входящих в Scopus и WoS; получено 1 0 свидетельств о государственной регистрации интеллектуальных прав.

Глава 1 Отечественная и мировая практика обеспечения прочности тонкостенных оболочковых и корпусных конструкций нефтяной отрасли

1.1 Классификация оборудования нефтяной отрасли. Основные принципы обеспечения прочности

Уникальные объекты нефтяной отрасли относятся к потенциально опасным и критически важным для национальной безопасности инфраструктуры страны [1-6]. Они содержат в своем составе разветвленные системы трубопроводов (промысловых, технологических и магистральных), большое количество сосудов, работающих под давлением и воздействием агрессивных сред, агрегаты, арматуры и т.д. Классификация оборудования нефтяной промышленности представлена на Рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Оборудование нефтяной промышленности

Основными компонентами оборудования, применяемого в нефтяном секторе, являются: трубы (линейная часть магистральных нефтепроводов, технологические трубопроводы, обсадные трубы, насосно-компрессорные трубы и трубы нефтепромысловых коммуникаций), сосуды, работающие под давлением (вертикальные и горизонтальные резервуары), насосные перекачивающие станции (НПС), арматура и агрегаты (задвижки, клапаны, предохранительные мембраны, фонтанная арматура). В компоненты оборудования нефтяной отрасли как базовые составляющие входят:

несущие корпусные (КК) и оболочковые (ОК) конструкции (трубопроводы, корпуса, сосуды);

функциональные конструкции (ФК), опоры, кожуха, двигатели, системы контроля и управления.

В настоящей работе объектом исследований являются корпусные и оболочковые конструкции (КК и ОК), объединенные общим термином «тонкостенные оболочковые конструкции оборудования нефтяной отрасли».

Тонкостенные оболочковые конструкции воспринимают основные внутренние и внешние эксплуатационные воздействия и в конечном счете определяют прочность, долговечность, надежность и живучесть и безопасность оборудования нефтяной отрасли.

Для сложившейся во второй половине ХХ и начале XXI века системы отечественного и зарубежного оборудования нефтяного сектора характерно многоэтапное создание и развитие комплексных подходов: выбора различных схем, эксплуатационных воздействий, анализа напряженно-деформированных и предельных состояний.

Расчетные схемы несущих конструкций в общем виде представляются цилиндрическими (а), сферическими (б), эллиптическими, изогнутыми оболочками (д), оболочками нагруженными внутренним давлением (в, г, е, ж) представлены на Рисунке 1.2.

а) прямой трубопровод; б) изогнутый трубопровод; в) трубопровод с отводом; г) сосуд с днищем; д) резервуар; е) сферический сосуд; ж) конический сосуд Рисунок 1.2 - Расчетные схемы оболочковых конструкций под давлением Р

Исходными при нормативных оценках прочности являются номинальные расчетные напряжения в опасных сечениях стенок, определяемые зависимостью напряжений о от давлений р, диаметра d и толщины стенки S.

В общую теорию расчетов прочности, ресурса, надежности, живучести и безопасности оболочковых конструкций существенный вклад внесли отечественные ученые (Н.П. Алешин, В.П. Ларионов, Н.П. Лякишев, Н.А. Махутов, Г.С. Писаренко, С.А. Тимашев, Р.Г. Ризванов, В.В. Москвичев, И.Р. Байков, В.Н. Пермяков, И.Г. Ибрагимов, М.В. Лисанов, З.Х. Павлова), а также зарубежные специалисты (В. Вейбулл, А. Гриффите, Д. Ирвин, Л. Плювинаж, Л.А. Сосновский).

Для тонкостенных оболочковых конструкций оборудования нефтяной отрасли исходными основными расчетными схемами и случаями приняты относительно толстостенные оболочки (цилиндрические, сферические, конические) диаметром d с толщиной стенки S, нагруженные (внутренним и внешним) постоянным или переменным давлением р.

Во всех случаях проектные решения для оболочковых конструкций должны были удовлетворять условиям прочности - неразрушаемости трубопроводов и корпусов при заданных р, d, 3 при достижении опасных напряжений на основе формул сопротивления материалов или теории тонкостенных оболочек а < аоп.

При обеспечении работоспособности оболочковых конструкций в штатных условиях эксплуатации именно эти подходы были положены в основу национальных и международных норм их проектирования и эксплуатации. При этом условия эксплуатации (масштабный фактор, цикличность, анизотропия свойств, напряженные состояния и др.) в детальной постановке их учета не рассматривались.

Небольшой объем трубопроводов и сосудов под давлением (до 15 % от объема настоящего уровня) с предельными давлениями на уровне 100-150 МПа позволяли свести к минимуму возникновение аварийных ситуаций. Этому способствовали традиционно принимавшиеся тогда повышенные запасы по пределу прочности на уровне 2,8-4,0, по пределу текучести - до 2,0-2,5.

В настоящее время эксплуатация оборудования нефтяной отрасли существенно изменилась, что привело к значительному увеличению нагруженности в основном из-за следующих факторов:

увеличение давления в 5-10 раз и более;

изменение условий эксплуатации (в районах Сибири, Дальнего Востока и Севера с многолетнемерзлыми грунтами, в зонах повышенной сейсмической активности (до 6-9 баллов);

применение высокопрочных сталей, обладающих незначительным упрочнением в упругопластической области (с отношением предела текучести к пределу прочности на уровне 0,7-0,9 и более) и т.д.

Помимо этого были снижены нормативные запасы статической прочности (по пределу прочности до 2,0-2,5, по пределу текучести до 1,1-1,8). Все это привело к тому, что в последние десятилетия возросли риски аварий на объектах нефтяной отрасли. В связи с этим в последние десятилетия в полной мере была

осознана необходимость перехода к новым методам оценки ресурса и безопасности оболочковых конструкций нефтяной отрасли.

Общая протяженность всех трубопроводных нефтяных и газовых систем России превышает 400 тыс. км, а также в эксплуатации находятся более 350 тысяч сосудов давления, которые являются тонкостенными оболочковыми конструкциями. Данная работа велась в рамках исследования их эксплуатации в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов. Изложенные в рамках работы положения, методы, подходы могут быть использованы при обосновании прочности оболочковых конструкций, используемых на предприятиях нефтепереработки и нефтедобычи.

1.2 Развитие методов обеспечения прочностной надежности тонкостенных оболочковых конструкций

Проектирование, строительство и эксплуатация объектов нефтяной отрасли как в Российской Федерации (СССР), так и за рубежом многие десятилетия основывались преимущественно на нормах прочности [7-10]. В свою очередь эти нормы (в форме государственных стандартов - ГОСТ, отраслевых стандартов -ОСТ, строительных норм и правил - СНиП, руководящих документов - РД, технических регламентов - ТР, федеральных норм и правил - ФНиП, методических рекомендаций - МР) базировались:

на классических теориях прочности (I - наибольших нормальных напряжений omax, II - наибольших деформаций emax, III - наибольших касательных напряжений Tmax, IV - наибольшей энергии формоизменения Vmax);

на анализе эксплуатационных расчетных номинальных напряжений методами сопротивления материалов, теории стержней, пластин и оболочек;

на использовании в расчетах допускаемых напряжений [а] или предельных сопротивлений Ru;

на базовых характеристиках механических свойств трубных сталей, определяющих сопротивление пластическим деформациям, разрушению, потере устойчивости.

На первых этапах развития нефтяной отрасли для производства труб и сосудов под давлением (1930-1960 гг.) преимущественное использование получили углеродистые (при содержании углерода 0,22^0,35 %) нелегированные стали при больших из указанных выше запасах пт и пв и меньших р, Д ат, ав (Рисунок 1.3). В этих условиях определяющими при расчете толщины стенки 3 трубопровода оказывались запасы пт и пределы текучести ат, дававшие меньшие величины допускаемых напряжений [а\.

Рисунок 1.3 - Основные закономерности изменения расчетных параметров труб и

сосудов, работающих под давлением

Сложившееся в те годы представление о решающей роли повышения предела текучести ат трубных и конструкционных сталей привело к стремлению металловедов, технологов и конструкторов всеми имеющимися методами и средствами добиваться снижения материалоемкости ОК за счет повышения предела текучести ат (легированием сталей, термомеханическими обработками

листов и труб при одновременном снижении запасов пт). Такой же подход был характерен для развития общего машиностроения, энергетики транспорта, строительства.

В процессе ускоренного развития систем с 1960-х гг. стали последовательно применяться низколегированные стали, малоуглеродистые низколегированные стали и низколегированные термоупрочненные стали. Это стремление, не подкрепленное необходимыми научными обоснованиями, уже в 1960-1970 гг. привело к следующим проблемам:

существенно возросшей повреждаемости таких объектов, как барабаны котлов и трубопроводы высоких параметров по давлению и температуре в тепловой энергетике, а также несущие конструкции строительных гражданских и промышленных сооружений;

протяженным хрупким разрушениям и потере устойчивости трубопроводов. Из обобщенного анализа повреждений и разрушений различных объектов (в т. ч. работающих под повышенным давлением) следовало, что материаловедческие конструкторские и технологические решения, связанные с ростом ат и снижением пт, недостаточны для предупреждения крупномасштабных аварийных ситуаций. Стало понятно, что в рамках сложившейся инженерной практики расчеты с ориентацией на назначение независимых запасов пт и пв и базовых характеристик прочности ат и ав сопряжены с опасностью функционирования ОК оборудования.

Одной из главных проблем стал комплексный взаимоувязанный анализ определяющих параметров запасов прочности па, пт, пв и механических свойств ат и ав. Минимум допускаемых напряжений [а] дает предельную количественную связь между этими параметрами:

пт = пв {а/ав} . (1.1)

Управление запасами прочности пт и пв в сторону их снижения должно осуществляться с обязательным учетом отношений ат1ав, характеризующих

степень (или модуль) упрочнения сталей в упругопластической области за пределом текучести ат. Для большинства реально используемых сталей по мере их усовершенствования имеющимися методами упрочнения с ростом ат и ов отношение ат1ав увеличивается за счет преимущественного роста ат (Рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 - Связь между запасами прочности и механическими свойствами

сталей

В номенклатуре и типах ранее применявшихся трубных и конструкционных углеродистых сталей с пониженными пределом текучести ат (менее 300 МПа) и отношением ат1ав (менее 0,6) основное значение имели традиционные расчеты прочности по пределам текучести ат с запасом пт. При дальнейшем росте пределов текучести ат и снижении запасов прочности пт определяющими в соответствии с выражением (1.1) становятся расчеты по пределу прочности ат с запасами пв.

Однако в этом случае не отраженной в явном виде по выражению (1.1) остается проблема увеличения риска потери устойчивости и неконтролируемого опасного перехода к большим пластическим деформациям в силу уменьшения степени упрочнения сталей при одновременном увеличении ат и отношения ат1ав. Такой вывод в рамках современных представлений о расчетах на прочность [711] потребовал поэтапного перехода от расчетов в напряжениях а к расчетам в деформациях е. Такой подход уже получил не только свое научное обоснование

[11-13], но и практическую реализацию в нормах и обоснованиях прочности атомных реакторов [13-16] и ракетно-космических систем [17].

В основных традиционных отечественных и зарубежных нормативных материалах используются соответствующие условия статической прочности и запасы прочности [3, 7, 11, 18, 19]. В большинстве случаев расчет ведется по силовым критериям и номинальным напряжениям в эксплуатации о^

"й <м=*7- =Ц , (I.2)

где [а] - допускаемое напряжение;

аоп - опасное напряжение для достижения заданного предельного состояния, определяемое по диаграмме деформирования и разрушения (Рисунок 1.5) при стандартных испытаниях лабораторных образцов; па - запас прочности (1,2 <па> 2,5).

В качестве опасного напряжения в отечественных и зарубежных нормах используются:

предел прочности ов (временное сопротивление) для предельного состояния по однократному статическому разрушению;

предел текучести от или условий предела текучести при допуске на остаточную пластическую деформацию 0,2 % для предельного состояния по возникновению и развитию пластических деформаций.

Для основных расчетов р, Д 3 участок упругого деформирования с углом а при о < от характеризуется модулем упругости Е, а для уточненных - участок упругопластического деформирования при о > ат- модулем упрочнения т.

Е = ™ = ^ (0<т<Е). (1.3)

В зарубежных нормах [20, 21] для трубных и конструкционных сталей с повышенным сопротивлением пластическим деформациям, характеризуемым

модулем упрочнения т (т > 0,15) допуск на остаточную пластическую деформацию может быть принят на уровне 0,5, 1 % и более. При этом величина <гоп в (1.2) увеличивается и при сохранении па допускаемые напряжения [а] растут, что способствует уменьшению 8 и снижению материалоемкости.

Рисунок 1.5 - Диаграмма статического деформирования в условных напряжениях

и деформациях и расчетные характеристики прочности (ат, а0,2, ов, ок) и пластичности (ет, ев, ек)

Аналогичный эффект достигается применением новых типов сталей при одновременном увеличении ат, а0 2, ов.

В зарубежных нормах [20, 21] в зависимости от вида нагружения трубопровода и сосудов, работающих под давлением, в расчет прочности вводятся три основные категории напряжений для различных сочетаний силовых факторов:

мембранных номинальных от действия только давления р;

суммарных мембранных номинальных от действия давления, усилий Ып, изгибающих Ми и крутящих Мк моментов;

локальных от всех усилий Q по (1) с учетом р, Ир, Ми, Мк, а также остаточных напряжений от сварки и концентрации.

Для каждой из этих категорий напряжений могут быть использованы понижающиеся (в 1,1 ^ 1,5 раза) запасы статической прочности па в выражении (1.2).

Факторы времени т, цикличности Ы, остаточных напряжений, локальных свойств сварных соединений, объемности напряженного состояния, концентрации напряжений, поражающих воздействий окружающей среды, эффектов старения и деградации, рассеяния свойств и условий эксплуатации, в основных нормативных расчетах не учитываются.

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Неганов Дмитрий Александрович, 2021 год

- 96 с.

76 СНиП II-А. 10-71 Строительные конструкции и основания. Основные положения проектирования. - М.: Горстрой СССР, 1971. - 9 с.

77 Варшицкий, В.М. Об уточнении расчетов по определению несущей способности фактически уложенных труб / В.М. Варшицкий // Наука и

технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2011. - № 2.

- С. 48-49.

78 Неганов, Д.А. Применение данных внутритрубной диагностики для расчета несущей способности трубопроводов с использованием уточненного коэффициента надежности / Д.А. Неганов, [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017.

- № 8. - С. 130-133.

79 Айнбиндер, А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие / А.Б. Айнбиндер. - М.: Недра, 1991. - 287 с.

80 Neganov, D.A. Combined calculated, experimental and determinated and probable justifications for strength of trunk crude oil pipelines / D.A. Neganov, N.A. Makhutov // Probability, combinatorics and control Edited by Andrey Kostogryzov. - 2020. - P. 81-103.

81 Илюшин, А.А. Основы общей математической теории / А.А. Илюшин.

- М.: Изд-во АН СССР, 1963. - 287 с.

82 Писаренко, Г.С. Деформирование и прочность материалов при сложном напряженном состоянии / Г.С. Писаренко, А.А. Лебедев. - Киев: Наукова Думка, 1976. - 415 с.

83 Колмогоров, В.Л. Пластичность и разрушение / В.Л. Колмогоров, А.А. Богатов, Б.А. Микачев. - М.: Металлургия, 1977. - 336 с.

84 API 579/ASMEFFS-1 Fitness for servise.

85 Neganov, D.A. Chapter 6 Combined Calculated, Experimental and Determinated and Probable Justitkations for Strength of Trunk Crude Oil Pipelines / D.A. Neganov, N.A. Makhutov // Probability, Combinatorics and Control by Andrey Kostogryzov. - 2020. - P. 143-165.

86 Прочность материалов и конструкций / под. ред. В.Т. Трощенко. -Киев: Академпериодика, 2005. - 1086 с.

87 Стрелецкий, Н.С. Металлические конструкции / Н.С. Стрелецкий, [и др.].. - М.: Стройиздат, 1961. - 776 с.

88 Зиневич, А.М. К комплексной системе управления качеством сооружения магистральных нефтегазопроводов / А.М. Зиневич // Строительство трубопроводов. - 1991. - № 11. - С. 8-13.

89 Харионовский, В.В. Надежность трубопроводных конструкций: теория и технические решения / В.В. Харионовский, И.Н. Курганова. - М.: ИНЭИ РАН, Энергоцентр, 1995. - 125 с.

90 Зиневич, А.М. Развитие научных основ надежности трубопроводов / А.М. Зиневич // Строительство трубопроводов. - 1992. - № 2. - С. 15.

91 Исследования напряжений и прочности корпуса реактора. Сборник статей / под ред. С.В. Серенсена. - М.: Атомиздат, 1968. - 280 с.

92 Исследование напряжений прочности ядерных реакторов: в 9 т. - М.: Наука, 1987-2008.

93 Федеральный закон от 21.07.1997 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»: принят Гос. Думой 20 июня 1997 г. - 33 с.

94 Лисин, Ю.В. Исследования физико-химических свойств стали длительно эксплуатируемых трубопроводов, оценка ресурса безопасной работы / Ю.В. Лисин // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4. С. 18-28.

95 Лисин, Ю.В. Идентификация трубных сталей отечественного и зарубежного производства / Ю.В. Лисин, [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 2. - С. 90-95.

96 СП 33.13330.2012 СНиП 2.04.12-86 Расчет на прочность стальных трубопроводов. - М.: Минрегион России, 2013. - 28 с.

97 ГОСТ 32388-2013 Межгосударственный стандарт Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия. - М.: Стандартинформ, 2014. - 114 с.

98 ASME B31G-2009. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. 2009. - 56 p.

99 Неганов, Д.А. Статистические факторы прочности нефтепроводов / Д.А. Неганов // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 11. - С. 131-134.

100 Ржаницын, А.Р. Расчет сооружений с учетом пластических свойств материалов / А.Р. Ржаницын. - М.: Стройвоениздат, 1949. - 236 с.

101 ГОСТ 25.101-83 Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов. - М.: Госстандарт СССР, 1984.

- 21 с.

102 Неганов, Д.А. Особенности учета перепадов давления для определения цикличности нагружения магистральных трубопроводов / Д.А. Неганов, С.Н. Масликов, М.Г. Ромашин // Нефтяное хозяйство. - 2019.

- № 1. - С. 83-87.

103 Махутов, Н.А. Статистические закономерности малоциклового разрушения / Н.А. Махутов Н.А., [и др.]. - М.: Наука, 1989. - 252 с.

104 Тимашев, С.А. Целостность и безопасность трубопроводных систем / С.А. Тимашев, [и др.]. - Екатеренбург: УрО РАН, 2013. - 590 с.

105 ГОСТ Р 56403-2015 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Трубы стальные сварные. Технические условия. - М.: Росстандарт, 2016. - 36 с.

106 Чувильдеев, В.Н. Влияние старения на эксплуатационные свойства сталей магистральных газопроводов / В.Н. Чувильдеев // Сборник трудов научно-практического семинара. Нижний Новгород. - 2006. - С. 18-67.

107 Филиппов, Г.А. Деградация свойств металла при длительной эксплуатации магистральных трубопроводов / Г.А. Филиппов, О.В. Ливанова, В.Ф. Дмитриев // Сталь. - 2003. - № 2. - С. 84-87.

108 Плешивцев, В.Г. Факторы, влияющие на эксплуатационную надежность трубопроводов / В.Г. Плешивцев, [и др.] // Деформация и разрушение материалов. - 2007. - № 1. - С. 6-11.

109 Ливанова, О.В. Деградация механических свойств и параметров сопротивления разрушению феррито-перлитных и перлитных сталей при

длительной эксплуатации: автореферат дис. ... кандидата технических наук: 05.16.01. / Ливанова Ольга Викторовна. - М., 2006. -26 с.

110 Ливанова, О.В Деградация механических свойств и параметров сопротивления разрушению феррито-перлитных и перлитных сталей при длительной эксплуатации / О.В. Ливанова // Сборник рефератов научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. Серия 16: 29. Физика. 30. Механика. 41. Астрономия. 89. Космические исследования. - 2007. - № 4. - С. 142.

111 Филиппов, Г.А. Деградационные процессы и их влияние на трещиностойкость трубных сталей после длительной эксплуатации / Г.А. Филиппов, О.В. Ливанова // Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов: сб. тр. науч. -практ. семинара. Н. Новгород: Университетская книга. - 2006. - С. 196-209.

112 Зикеев, В.Н. Закономерности изменения механических свойств конструкционных сталей в ходе длительной эксплуатации и моделирование процессов старения / В.Н. Зикеев, [и др.] // Проблемы черной металлургии и материаловедения. - 2014. - № 4. - С. 74-82.

113 Шабалов, И.П. Влияние иО-образной схемы формовки на комплекс механических свойств металла электросварных труб большого диаметра / И.П. Шабалов, [и др.] // Сталь. - 2015. - № 4. - С. 56-61.

114 Мерсон, Е.Д. Исследование стадийности процесса разрушения высокоуглеродистой стали, охрупченной водородом, с применением метода акустической эмиссии / Е.Д. Мерсон, [и др.] // Деформация и разрушение материалов. - 2012. - № 9. - С. 41-48.

115 Черняева, Е.В. Применение метода акустической эмиссии для неразрушающего контроля состояния основного металла и сварных соединений трубопроводов, работающих в условиях малоцикловой усталости / Е.В. Черняева, [и др.] // Сварка и диагностика. - 2010. - № 2. - С. 50-56.

116 Мерсон, Д.Л. Применение метода акустической эмиссии для оценки механических свойств трубных сталей / Д.Л. Мерсон, Е.В. Черняева // Металловедение и термическая обработка металлов. - 2007. - № 5. - С. 60-64.

117 Мерсон, Д.Л. Спектральные характеристики акустической эмиссии и механические свойства трубной стали в зависимости от температуры отпуска / Д.Л. Мерсон, Е.В. Черняева // Деформация и разрушение материалов. - 2005.

- № 5. - С. 24-27.

118 Мишнев, Р.В. Малоцикловая усталостная долговечность жаропрочной мартенситной стали 10Х10К3В2МФБР / Р.В. Мишнев, Н.Р. Дудова, Р.О. Кайбышев // Сборник Электротехника. Энергетика. Машиностроение. Сборник научных трудов I Международной научной конференции молодых ученых. - 2014. - С. 309-313.

119 Лякишев, Н.П. Об оценке влияния длительной эксплуатации на механические свойства и структуру металла магистральных нефтепроводов / Н.П. Лякишев, [и др.] // Заводская лаборатория. Диагностика материалов 2007. Т. 73. № 1. - С. 75-82.

120 Ефименко, Л.А. Склонность к деформационному старению и водородному охрупчиванию высокопрочной стали х80 для магистральных трубопроводов / Л.А. Ефименко, [и др.] // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2008. - № 9. - С. 43-45.

121 Горицкий, В.М. Металлургические факторы в причинах преждевременного выхода из строя технологического оборудования и трубопроводов / В.М. Горицкий, О.В. Горицкий // Безопасность труда в промышленности. - 2013. - № 3. - С. 56-60.

122 Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988.

- 29 с.

123 Гумеров, И.К. Проблемы оценки остаточного ресурса и безопасности магистральных трубопроводов / И.К. Гумеров, [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2006. - № 66. - С. 140-156.

124 Гумеров, А.Г. Старение труб нефтепроводов / А.Г. Гумеров, [и др.]. М.: Недра, 1995. - 218 с.

125 Лисин, Ю.В. Исследования изменений свойств металла трубопроводов в процессе эксплуатации: обобщение результатов и перспективные разработки Уфимской научной школы / Ю.В. Лисин, [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.

- 2017. - № 2. - С. 22-30.

126 Ямалеев, К.М. Изменение тонкой структуры трубной стали 17ГС в процессе эксплуатации / К.М. Ямалеев, А.В. Пауль // Исследование в области надежности и эффективности эксплуатации магистральных нефтепроводов. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - С. 27-30.

127 Ямалеев, К.М. Старение металла труб в процессе эксплуатации нефтепроводов. Серия: Транспорт и хранение нефти / К.М. Ямалеев. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 64 с.

128 Ямалеев, К.М. Структурный механизм старения трубных сталей при эксплуатации нефтепроводов / К.М. Ямалеев, А.В. Пауль // Нефтяное хозяйство.

- 1988. - № 11. - С. 61-65.

129 Lisin, Y.V. A comprehensive study of steel properties in trunk oil and petroleum product pipelines with various service lives / Y.V. Lisin, [et al.] // Pipeline Science and Technology. - 2017. - Vol. 1. № 3. - P. 195-208.

130 Neganov, D.A. Statistical analysis of mechanical test results for samples of pipes from trunk oil pipelines after long-term operation / D.A. Neganov, S.V. Skorodumov, N.Yu. Nikitin // Pipeline Science and Technology. - 2018. - Vol. 2. № 2. - P. 107-122.

131 Программа для ЭВМ 2016619046 Российская Федерация. Модуль работы с базой данных механических характеристик сталей, используемых при строительстве и эксплуатации МН и МНПП информационной системы сбора, передачи, хранения данных электронных паспортов / М.Ю. Прудников, Н.А. Клоков, А.С. Тюнин, [и др.]; заявители и правообладатели

ОАО «АК«Транснефть», АО «Транснефть - Диаскан». - № 2016614607; заявл. 05.05.2016, опубл. 20.09.2016.

132 ГОСТ Р 8.736-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения. - М.: Росстандарт, 2013. - 23 с.

133 Хлыбов, О.С. Разработка и внедрение автоматической системы аттестации металла по механическим свойствам на выксунской производственной площадке / О.С. Хлыбов, Д.В. Храмешин, З.К. Кабаков / Металлург. - 2017. - № 8. - С. 14-20.

134 Ди Шино, А. Количественная оценка металлургических механизмов, влияющих на прочность аустенитных нержавеющих сталей / Андреа Ди Шино // Металлург. - 2017.- № 7. - С. 42-45.

135 Клячкин, В.Н. Модели и методы статистического контроля многопараметрического технологического процесса / В.Н. Клячкин. - М.: Физматлит, 2011. - 196 с.

136 Лисанов, М.В. Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта / М.В. Лисанов // Безопасность труда в промышленности. - 2010. - № 7. - С. 16-22.

137 Низаметдинов, Ш.У. Анализ данных / Ш.У. Низаметдинов, В.П. Румянцев. - М.: НИЯУ МИФИ, 2012. - 288 с.

138 Жук, Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов: Учебное пособие для ВУЗов / Н.П. Жук. - М.: ООО ТИД «Альянс», 2006. - 472 с.

139 Хажинский, Г.М. Деформирование. Разрушение. Надежность: Задачи деформирования и разрушения стали. Методы оценки прочности энергетического оборудования и трубопроводов / Г.М. Хажинский. - М.: ЛЕНАНД, 2014. - 544 с.

140 Харионовский, В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов / В.В. Харионовский. - М.: Наука 2000. - 407 с.

141 Голофаст, С. Л. Оценка влияния механических свойств трубной стали 17Г1С различных производителей на прочностную надежность магистральных

трубопроводов / С.Л. Голофаст // Нефть. Газ. Экспозиция. - 2018. - № 7 (67).

- С. 67-72.

142 Кузеев, И.Р. Прогнозирование безопасности эксплуатации сварных конструкций в условиях нефтесодержащих сред / И.Р. Кузеев, Л.С. Диньмухаметова, Е.В. Пояркова // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 6.

- С. 254-262.

143 Сосновский, Л.А. Механика трибофактических систем / Л.А. Сосновский, С.С. Щербаков. - Минск: БГУ, 2011. - 407 с.

144 Неганов, Д.А. Комплексный анализ прочности магистральных нефтепроводов / Д.А. Неганов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2019. - № 2 (9). - С. 128-136.

145 Неганов, Д.А. Анализ несущей способности трубопровода при действии эксплуатационных нагрузок / Д.А. Неганов, В.М. Варшицкий, О.А. Козырев // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 7. - С. 95-98.

146 Lisin, Y.V. A comprehensive analysis of pipeline safety factors and of the basic mechanical properties of pipe steels / Y.V. Lisin, [et al.] // Pipeline Science and Technology. - 2017. - Vol. 1. № 1. - P. 5-16.

147 DNV-RP-F101 CORRODED PIPELINES: Det Norske Veritas. 2001.

- 42 p.

148 Неганов, Д.А. Разработка расчетных схем подземных трубопроводов с ненормативной кривизной оси с учетом данных внутритрубной диагностики / Д.А. Неганов, [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. - № 6 (7). - С. 16-27.

149 Лисин, Ю.В. Комплексные механические испытания в расчетах прочности магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / Ю.В. Лисин, [и др.] // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. - 2018.

- №4. - С. 47-59.

150 Лисин, Ю.В. Исследование физико-химических свойств стали длительно эксплуатируемых трубопроводов: оценка ресурса безопасной работы /

Ю.В. Лисин // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2015. - № 7. - С. 18-28.

151 DIN 17457-87 Сварные круглые трубы из аустенитной нержавеющей стали, с учетом специальных требований. 1987.

152 СТО Газпром 2-3.7-050-2006 Морской стандарт DNV -0S-F101. Подводные трубопроводные системы. - М.: ОАО «Газпром», 2006. - 453 с.

153 Neganov, D.A. Developing design schemes for underground pipelines with out-of-spec axial curvature using ILI data / D.A. Neganov, [et al.] // Pipeline Science and Technology. - 2018. - Vol. 2. № 1. - P. 3-17.

154 Фридлянд, Я.М. Локальное смятие стенки трубопровода при комбинированном нагружении / Я.М. Фридлянд, [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 4. - С. 107-109.

155 Махутов, Н.А. Анализ напряженно-деформированных и предельных состояний в экстремально нагруженных зонах машин и конструкций / Н.А. Махутов, [и др.] // Чебышевский сборник. - 2017. - № 3 (63). - С. 394 -416.

156 Lisin, Y.V. Integral mechanical tests in the strength calculations of the main pipeline for transportation of oil and oil products / Y.V. Lisin, [et al.] // Inorganic materials. - 2019. - Vol. 5. № 13. - P. 27-37.

157 Неганов, Д.А. Оценка технического состояния резервуаров на основе новых подходов к определению сроков их безопасной эксплуатации / Д.А. Неганов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2016. - № 2. - С. 13-19.

158 Neganov, D.A. Structural analysis of vertical storage tanks using new approaches to determine their safe operational life / D.A. Neganov // Pipeline Science and Technology. - 2017. - Vol. 1. № 1. - P. 49-56.

159 Лисин, Ю.В. Обоснованное назначение интервала повторных испытаний - гарантия безаварийной эксплуатации нефтепровода / Ю.В. Лисин, Д.А. Неганов, В.М. Варшицкий // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. - № 3 (7). - С. 32-40.

160 Lisin, Y.V. Studies of the damaging effect at various loads and hydrostatic test frequencies / Y.V. Lisin, D.A. Neganov, V.M. Varshitskiy // Pipeline Science and Technology. - 2017. - Vol. 1. № 2. - P. 85-93.

161 Неганов, Д.А. Исследование конструкций гидравлических стендов для испытаний трубной продукции / Д.А. Неганов, [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. - № 7 (2). - С. 3141.

162 РД-29.200.00-КТН-047-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Обследование коррозионного состояния магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. - М.: ПАО «Транснефть», 2014. - 167 с.

163 Chibara, L.M. Mathematical statistics with resampling and R / L.M. Chibara, T.C. Hesterberg. - Wiley, 2011. - 440 p.

164 Алтунин, А.Е. Модели и алгоритмы принятия решений в нечетких условиях: монография / А.Е. Алтунин, М.В. Семухин. - Тюмень: Изд-во Тюмен. гос. ун-та, 2000. - 352 с.

165 Милов, В.Р. Применение байесовской методологии для прогнозирования состояния дискретных стохастических систем в условиях неопределенности / В.Р. Милов, [и др.] // Системы обработки информации и управления: труды НГТУ / НГТУ. 2009. - Т. 74. Вып. 15. - С. 72-78.

166 Боровков, А.А. Математическая статистика. Оценка параметров. Проверка гипотез / А.А. Боровков. - М.: Наука, 1984. - 472 с.

167 Вентцель, Е.С. Исследование операций / Е.С. Вентцель. М.: Советское радио, 1972. - 552 с.

168 Пат. 2672242 Российская Федерация, МПК F17D 1/00. Способ определения протяженности и очередности замены участков линейной части магистральных трубопроводов / П.А. Ревель-Муроз, А.А. Захаров, Д.А. Неганов, [и др.]; заявители и патентообладатели ПАО «Транснефть», ООО «НИИ Транснефть». - № 2018115946; заявл. 27.04.2018, опубл. 12.11.2018, Бюл. № 32. - 18 с.

169 База данных 2018620898 Российская Федерация. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы. Техническое состояние и надежность объектов линейной части / П.А. Ревель-Муроз, С.Н. Чужинов, Д.А. Неганов, [и др.]; заявители и правообладатели ПАО «Транснефть», АО «Транснефть -Диаскан», ООО «НИИ Транснефть». - № 2018620109; заявл. 23.01.2018, опубл. 22.06.2018, Бюл. № 7.

170 Пат. 2685458 Российская Федерация, МПК G01N 3/42. Способ определения прочностных свойств низкоуглеродистых сталей / П.И. Шотер, А.Н. Воронцов, Ю.В. Лисин, Д.А. Неганов, [и др.]; заявители и патентообладатели ПАО «Транснефть», АО «Транснефть - Диаскан», ООО «НИИ Транснефть». - № 2018105370; заявл. 13.02.2018, опубл. 18.04.2019, Бюл. № 11. - 8 с.

171 Программа для ЭВМ 2018614605 Российская Федерация. Программный комплекс для выполнения расчетов протяженности и очередности замены участков магистральных трубопроводов / П.А. Ревель-Муроз, Ю.В. Лисин, Д.А Неганов, [и др.]; заявители и правообладатели ПАО «Транснефть», АО «Транснефть - Диаскан», ООО «НИИ Транснефть». -№ 2018611886; заявл. 28.02.2018, опубл. 11.04.2018, Бюл. № 4.

172 Программа для ЭВМ 2016619925 Российская Федерация. Программа для автоматизации расчетов по оценке технического состояния магистральных трубопроводов на соответствие требованиям нормативно-технических документов («ПК АРМ ОТС») / С.Н. Чужинов, Ю.В. Лисин, Д.А. Неганов, [и др.]; заявители и правообладатели ОАО «АК«Транснефть», АО «Транснефть -Прикамье», ООО «НИИ Транснефть». - № 2016617083; заявл. 05.07.2016, опубл. 20.09.2016.

173 Программа для ЭВМ 2015662278 Российская Федерация. Расчет значений потенциалов электрохимической защиты линейной части магистральных трубопроводов от коррозии с учетом состояния антикоррозионных покрытий / Д.А. Неганов; заявитель и правообладатель Д.А. Неганов. - № 2015619004; заявл. 23.09.2015, опубл. 20.12.2015.

174 РД-13.020.00-КТН-148-11 Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах. - М.: ОАО «АК «Транснефть», 2012. - 171 с.

175 ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. - М.: Росстандарт, 2017. - 93 с.

176 Неганов, Д.А. Формирование требований к надежности и безопасности эксплуатируемых участков линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов / Д.А. Неганов, Н.А. Махутов, Н.Е. Зорин // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 6. - С. 106-112.

177 Шинкин, В. Н. Гибка стального листа на трубоформовочном прессе при производстве труб большого диаметра / В.Н. Шинкин, А.М. Барыков // Сталь.

- 2015. - № 4. - С. 38-42.

178 Тарлаковский, Д.В. Теория упругости и пластичности / Д.В. Тарлаковский, А.Г. Горшков, Э.И. - М.: Физматлит, 2002. - 417 с.

179 Неганов, Д.А. Компьютерное моделирование процесса формовки трубной заготовки большого диаметра / Д.А. Неганов, Г.В. Нестеров, А.А. Богач // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.

- 2017. - № 2 (7). - С. 48-55.

180 Keyword user's manual. Volume III. Multi-Physics Solvers. Version R7.0. Livermore Software Technology Corporation. 2013. - 151 p.

181 Бородавкин, П.П. Подземные магистральные трубопроводы / П.П. Бородавкин. - М.: Недра, 1982. - 384 с.

182 Бабин, Л.А. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов / Л.А Бабин, Л.И. Быков, В.Я. Волохов. - М.: Недра, 1979. - 174 с.

183 Ясин, Э.М. Устойчивость подземных трубопроводов / Э.М. Ясин, В.И. Черникин. - М.: Недра, 1967. - 120 с.

184 Burkov, P.V. Stress-strain state of pipeline depending on complicated environment / P.V. Burkov, M.A. Filimonenko, S.P. Burkova // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2016. Vol. 43. № 1. - P. 12-44.

185 Altaee, A. Finite element modeling of lateral pipeline-soil interaction. / A. Altaee, B.H. Fellenius // Proceeding of 14th International conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering (OMAE 96). - 1996. - P. 1-9.

186 Popescu, R. 3D Finite element analysis of pipe-soil interaction - Effects of groundwater / R. Popescu, A. Nobahar // Final Report C-CORE. St. John, 2003. - 34 p.

187 Tanaka, T. Displacement, stress and strain of flexible buried pipe taking into account the construction process / T. Tanaka, M. Ariyosh, Y. Mohri // Численные методы расчетов в практической геотехнике. Сб. науч. статей. СПб., - 2012.

- С. 282-288.

188 Ларионов, Ю.В. Математическая модель определения напряженно-деформированного состояния нефтепровода по данным измерений планово-высотного положения линейной части / Ю.В. Ларионов // Нефтегазовое дело.

- 2013. - № 1. - С. 309-324.

189 Неганов, Д.А. Формирование базы знаний и банков данных обоснования прочностной надежности системы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / Д.А. Неганов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2019. - № 5 (9). - С. 488-504.

190 Стратегия национальной безопасности: указ Президента РФ от 12 мая 2009 г. № 537.

191 Стратегия научно-технологического развития Российской Федерации: указ Президента РФ от 01 декабря 2016 года № 642.

192 Федеральный закон от 28 декабря 2010 г. №390-ФЗ «О безопасности»: принят Гос.Думой 07 дек. 2010 г. - 9 с.

193 Федеральный закон от 28 июня 2014 г. №172-ФЗ «О стратегическом планировании в Российской Федерации»: принят Гос.Думой 20 июня 2014 г.

- 98 с.

194 Российская академия наук. 1724-1999. К 275-летию РАН: в 3 т. - М.: Наука. - 3 т.

195 Большая Советская Энциклопедия. 3-е изд. / под. ред. А.М. Прохорова. - М.: 2008. - 672 с.

196 Большая Российская Энциклопедия. - М.: Большая Российская энциклопедия, 2004. - 1007 с.

197 Проблемы национальной безопасности: экспертные заключения, аналитические материалы, предложения / под общ. ред. Н.П. Лаверова; Российская академия наук. - М.: Наука, 2008. - 459 с.

198 Сварка. Резка. Контроль: в 2 т. / под общ. ред. Н.П. Алешина. - М.: Машиностроение, 2004. - 2 т. - 1136 с.

199 Патон, Б.Е. Наука, техника, прогресс / Б.Е. Патон. - М.: Наука, 1987.

- 413 с.

200 Орыняк, И.В. Прочность трубопроводов с дефектами / И.В. Орыняк.

- Киев: Наукова Думка, 2012. - 445 с.

201 Стеклов, О.И. Системная надежность трубопроводного транспорта / О.И. Стеклов. - М.: Наука, 1997. - 273 с.

202 Гаврилов, А.И. Структуризация данных в базах знаний при обеспеченности выбора конструкционных материалов для повышения живучести / А.И. Гаврилов, В.В. Грот, В.Н. Руденко // Материалы международной конференции «Живучесть и конструкционное материаловедение». - М.: Наука.

- 2012. - С. 46-55.

203 Халимов, А.Г. Оценка остаточного ресурса сварного нефтегазового оборудования с учетом механической неоднородности / А.Г. Халимов, [и др.] // Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения. Всероссийская научно-техническая конференция. - 2010. - С. 259-262.

204 Наумкин Е.А. Методология прогнозирования ресурса нефтегазового оборудования, эксплуатируемого в условиях циклического нагружения, на стадии проектирования и эксплуатации: автореферат дис. ... доктора технических наук: 05.02.13 / Наумкин Евгений Анатольевич. - Уфа, 2011. - 48 с.

205 Греб, А.В. Расчет трубопроводов как пространственных конструкций с учетом энергии упругой деформации / А.В. Греб, [и др.] // Трубопроводный транспорт - 2016. Материалы XI Международной учебно-научно-практической конференции. - 2016. - С. 52-53.

206 Совет Безопасности Российской Федерации: 20 лет. - М.: ФГУП Издательство «Известия», 2012. - 215 с.

207 Разрушение гидроагрегата № 1 Саяно-Шушенской ГЭС: причины и уроки. Сборник материалов: в 3 т. - М.: НП «Гидроэнергетика России», 2013. - 3 т.

208 Механика катастроф. Основы расчетов остаточного ресурса элементов оборудования по критериям механики разрушения / под общ. ред. К.В. Фролова. М.: Издательство ФЦНТП ПП «Безопасность» - Ассоц. КОДАС, 2004. - 70 с.

386

Приложение А

Результаты испытаний на растяжение основного металла труб

Распределение по маркам стали

В качестве примера определения вероятностных законов распределения базовых механических характеристик сталей (аВ, а0у2, 3, щ) представлены результаты испытаний сталей марок 17Г1С и 17Г1С-У. Испытания и обработка статистических данных проведена по всем маркам сталей эксплуатирующихся на отечественных нефтепроводах. Выбор для демонстрации алгоритма проведения исследований сталей марок 17Г1С и 17Г1С-У обусловлен тем, что они являются наиболее распространенными в системе трубопроводного транспорта. Для марки стали 17Г1С-У результаты испытаний разделены на две подгруппы -производство до и после 2000 г. Разделение связано со значительными изменениями технологи производства труб в данные периоды.

В Таблицах А.1 -А.3 представлены результаты статистического анализа свойств основного металла труб.

Таблица А.1 - Базовые статистические характеристики, полученные на основе результатов испытаний на растяжение основного металла 17Г1С

Наименование статистического параметра ОВ О0,2 5, % V, %

Доверительная вероятность 0,95 0,95 0,95 0,95

Количество значений 60 60 60 60

Среднее значение 658,68 513,902 23,842 63,389

Минимальное значение 556,44 376,98 19,69 52,72

Максимальное значение 732,96 615,72 28,87 70,41

Размах значений 176,52 238,74 9,18 17,69

Дисперсия 4955,765 7918,509 5,13 39,165

Стандартное отклонение 70,397 88,986 2,265 6,258

Коэффициент асимметрии -0,642 -0,638 0,523 -0,655

Коэффициент вариации 0,107 0,173 0,095 0,099

Доверительный интервал 6,119 7,734 0,197 0,544

Нижняя доверительная граница 652,561 506,168 23,645 62,845

Верхняя доверительная граница 664,799 521,636 24,039 63,933

Стандартизованный максимум 1,055 1,144 2,22 1,122

Наименование статистического параметра об 00,2 5, % V, %

Стандартизованный минимум -1,452 -1,539 -1,833 -1,705

Базовый тип распределения Ьо§1в1;1с

Таблица А.2 - Базовые статистические характеристики полученные на основе результатов испытаний на растяжение основного металла 17Г1С-У

Наименование статистического параметра об 00,2 5, % V, %

Доверительная вероятность 0,95 0,95 0,95 0,95

Количество значений 100 100 100 100

Среднее значение 570,052 390,417 27,302 64,596

Минимальное значение 503,76 310,6 21,34 52,45

Максимальное значение 602,62 497,19 31,62 80,31

Размах значений 98,86 186,59 10,28 27,86

Дисперсия 751,031 2789,305 3,327 82,346

Стандартное отклонение 27,405 52,814 1,824 9,074

Коэффициент асимметрии -1,271 0,673 -0,805 0,27

Коэффициент вариации 0,048 0,135 0,067 0,14

Доверительный интервал 2,382 4,59 0,159 0,789

Нижняя доверительная граница 567,67 385,827 27,143 63,807

Верхняя доверительная граница 572,434 395,007 27,461 65,385

Стандартизованный максимум 1,188 2,022 2,367 1,732

Стандартизованный минимум -2,419 -1,511 -3,269 -1,338

Базовый тип распределения Ьо§18йс Ьо§18йс Ьо§18йс

Таблица А.3 - Базовые статистические характеристики, полученные на основе результатов испытаний на растяжение основного металла 17Г1С-У (производства после 2000 г.)

Наименование статистического параметра об 00,2 5, % V, %

Доверительная вероятность 0,95 0,95 0,95 0,95

Количество значений 20 20 20 20

Среднее значение 645,532 547,527 21,671 69,969

Минимальное значение 639,23 537,79 20,05 68

Максимальное значение 648,12 559,07 22,9 72,28

Размах значений 8,89 21,28 2,85 4,28

Дисперсия 4,952 43,054 0,726 0,917

Стандартное отклонение 2,225 6,562 0,852 0,958

Коэффициент асимметрии -1,478 0,368 -0,417 0,795

Наименование статистического параметра Ов О0,2 5, % V, %

Коэффициент вариации 0,003 0,012 0,039 0,014

Доверительный интервал 0,193 0,57 0,074 0,083

Нижняя доверительная граница 645,339 546,957 21,597 69,886

Верхняя доверительная граница 645,725 548,097 21,745 70,052

Стандартизованный максимум 1,163 1,759 1,442 2,413

Стандартизованный минимум -2,832 -1,484 -1,903 -2,057

Базовый тип распределения Logistic Logistic Logistic Logistic

Результаты базовой статистической обработки данных сталей 17Г1С и 17Г1С-У показывают, что большинство результатов испытаний подчиняется логистическому распределению.

На Рисунке А. 1 представлены гистограммы распределения свойств основного металла для стали 17Г1С.

в)

г)

а) предел прочности; б) предел текучести; в) относительное удлинение; г) относительное сужение Рисунок А.1 - Гистограммы распределения значений механических свойств

основного металла марки стали 17Г1С

На Рисунке А.2 представлены гистограммы распределения свойств основного металла для стали 17Г1С-У.

в) г)

а) предел прочности; б) предел текучести; в) относительное удлинение; г) относительное сужение Рисунок А.2 - Гистограммы распределения значений механических свойств основного металла марки стали 17Г1С-У

На Рисунке А.3 представлены гистограммы распределения предела прочности основного металла для стали 17Г1С-У (производства после 2000 г.).

а)

в)

б)

г)

а) предел прочности; б) предел текучести; в) относительное удлинение; г) относительное сужение Рисунок А.3 - Гистограммы распределения значений механических свойств основного металла марки стали 17Г1С-У (производства после 2000 г.)

Анализ гистограмм распределения механических характеристик сталей 17Г1С и 17Г1С-У показывает:

распределению предела прочности присуще расслоение значений на две основные группы, что соответствует логистическому распределению;

распределение предела текучести основного металла труб показывает наличие расщепления значений предела текучести у всех марок стали основного металла;

распределение значений относительного удлинения основного металла труб показывает, что большинство значений относительного удлинения распределены не нормальным образом;

распределение значений относительного сужения образцов основного металла труб, показывает наличие расслоений в распределении значений результатов испытаний на растяжение.

Обобщение результатов базового статистического анализа по маркам стали показывает, что в большинстве случаев результаты испытаний на растяжение имеют отличное от нормального закона распределение, в данном случае близкое к логистическому распределению. Практически у всех механических характеристик основного металла всех марок сталей наблюдается расслоение распределения на две группы.

Распределение по техническим условиям

В Таблице А.4 представлены результаты базовых статистических расчетов для значений механических характеристик образцов основного металла в группах, распределенных по техническим условиям для марки стали 17Г1С-У.

Таблица А.4 - Базовые статистические характеристики, полученные на основе результатов испытаний на растяжение основного металла, с распределением по техническим условиям (марка стали 17Г1С-У)

Наименование статистического параметра Ов 00,2 5, % V, %

ТУ (Марка стали) ТУ 14-3-1138-82 (17Г1С-У)

Доверительная вероятность 0,95 0,95 0,95 0,95

Количество значений 20 20 20 20

Среднее значение 645,532 547,527 21,671 69,969

Минимальное значение 639,23 537,79 20,05 68

Максимальное значение 648,12 559,07 22,9 72,28

Размах значений 8,89 21,28 2,85 4,28

Дисперсия 4,952 43,054 0,726 0,917

Стандартное отклонение 2,225 6,562 0,852 0,958

Коэффициент асимметрии -1,478 0,368 -0,417 0,795

Коэффициент вариации 0,003 0,012 0,039 0,014

Доверительный интервал 0,193 0,57 0,074 0,083

Нижняя доверительная граница 645,339 546,957 21,597 69,886

Верхняя доверительная граница 645,725 548,097 21,745 70,052

Стандартизованный максимум 1,163 1,759 1,442 2,413

Стандартизованный минимум -2,832 -1,484 -1,903 -2,057

Базовый тип распределения Logistic Logistic Logistic Logistic

ТУ (Марка стали) ТУ 14-3-1573-96 (17Г1С-У)

Доверительная вероятность 0,95 0,95 0,95 0,95

Количество значений 20 20 20 20

Наименование статистического параметра Ов 00,2 5, % V, %

Среднее значение 591,041 395,923 26,63 67,053

Минимальное значение 580,43 385,23 24,27 65,47

Максимальное значение 602,62 414,19 27,71 68,66

Размах значений 22,19 28,96 3,44 3,19

Дисперсия 21,071 64,325 0,992 1,299

Стандартное отклонение 4,59 8,02 0,996 1,14

Коэффициент асимметрии 0,099 0,609 -1,182 0,119

Коэффициент вариации 0,008 0,02 0,037 0,017

Доверительный интервал 0,399 0,697 0,087 0,099

Нижняя доверительная граница 590,642 395,226 26,543 66,954

Верхняя доверительная граница 591,44 396,62 26,717 67,152

Стандартизованный максимум 2,522 2,278 1,084 1,41

Стандартизованный минимум -2,312 -1,333 -2,37 -1,389

Базовый тип распределения Log Normal Logistic Logistic Gamma

ТУ (Марка стали) ТУ 14-3-1270-2001 (17Г1С-У)

Доверительная вероятность 0,95 0,95 0,95 0,95

Количество значений 19 20 20 20

Продолжение таблицы А.4

Наименование статистического параметра Ов 00,2 5, % V, %

Среднее значение 518,328 325,783 29,264 55,601

Минимальное значение 515,1 310,6 26,17 53,38

Максимальное значение 523,73 338,95 31,62 59,08

Размах значений 8,63 28,35 5,45 5,7

Дисперсия 5,119 71,506 1,339 1,639

Стандартное отклонение 2,263 8,456 1,157 1,28

Коэффициент асимметрии 0,782 -0,329 -0,522 0,76

Коэффициент вариации 0,004 0,026 0,04 0,023

Доверительный интервал 0,197 0,735 0,101 0,111

Нижняя доверительная граница 518,131 325,048 29,163 55,49

Верхняя доверительная граница 518,525 326,518 29,365 55,712

Стандартизованный максимум 2,388 1,557 2,036 2,718

Стандартизованный минимум -1,427 -1,796 -2,674 -1,735

Базовый тип распределения Logistic Normal Logistic Logistic

ТУ (Марка стали) ГУ 14-158-146-2004 (17Г1С-У)

Доверительная вероятность 0,95 0,95 0,95 0,95

Количество значений 20 20 20 20

Среднее значение 573,346 361,541 27,556 54,158

Минимальное значение 569,1 340,64 26,55 52,45

Максимальное значение 576,69 378,64 29,48 55,63

Размах значений 7,59 38 2,93 3,18

Дисперсия 4,105 85,268 0,542 0,645

Стандартное отклонение 2,026 9,234 0,736 0,803

Коэффициент асимметрии -0,414 -0,214 1,206 -0,138

Коэффициент вариации 0,004 0,026 0,027 0,015

Доверительный интервал 0,176 0,803 0,064 0,07

Нижняя доверительная граница 573,17 360,738 27,492 54,088

Верхняя доверительная граница 573,522 362,344 27,62 54,228

Стандартизованный максимум 1,65 1,852 2,613 1,832

Стандартизованный минимум -2,096 -2,263 -1,366 -2,126

Базовый тип распределения Logistic Gamma Logistic Logistic

ТУ (Марка стали) ТУ 1381-006-53570464-2011 (17Г1С-У)

Доверительная вероятность 0,95 0,95 0,95 0,95

Наименование статистического параметра Ов 00,2 5, % V, %

Количество значений 20 20 20 20

Среднее значение 588,928 386,409 26,572 67,525

Минимальное значение 581,09 377,31 22,42 66,63

Максимальное значение 601,05 394,77 29,07 68,55

Размах значений 19,96 17,46 6,65 1,92

Дисперсия 24,538 19,69 5,097 0,454

Стандартное отклонение 4,954 4,437 2,258 0,674

Коэффициент асимметрии 0,663 -0,038 -0,943 0,145

Коэффициент вариации 0,008 0,011 0,085 0,01

Доверительный интервал 0,431 0,386 0,196 0,059

Нижняя доверительная граница 588,497 386,023 26,376 67,466

Верхняя доверительная граница 589,359 386,795 26,768 67,584

Стандартизованный максимум 2,447 1,884 1,106 1,522

Стандартизованный минимум -1,582 -2,05 -1,839 -1,327

Базовый тип распределения Оашша Оашша Logistic Когша1

Анализ результатов базового статистического анализа значений механических характеристик образцов основного металла труб показывает, что основная часть значений, классифицированных по техническим условиям на производство труб, подчиняется закону логистического распределения. Исключение составляют:

значения предела прочности и предела текучести образцов основного металла труб, изготовленных по техническим условиям ТУ 1381-006-535704642011, подчиняются закону гамма-распределения;

значения относительного сужения образцов основного металла труб, изготовленных по техническим условиям ТУ 1381-006-53570464-2011, подчиняются закону нормального распределения;

значения предела текучести образцов основного металла труб, изготовленных по техническим условиям ТУ 14-158-146-2004, подчиняются закону Гамма распределения;

значения предела текучести образцов основного металла труб, изготовленных по техническим условиям ТУ 14-3-1270-2001, подчиняются закону нормального распределения;

значения предела прочности образцов основного металла труб, изготовленных по ТУ 14-3-1573-96, подчиняются закону логарифмического нормального распределения;

значения относительного сужения образцов основного металла труб, изготовленных по ТУ 14-3-1573-96, подчиняются закону гамма-распределения;

На Рисунке А.4 представлены гистограммы распределения свойств основного металла для стали ТУ 14-3-1138-82 (17Г1С-У).

а)

б)

в)

г)

а) предел прочности; б) предел текучести; в) относительное удлинение; г) относительное сужение Рисунок А.4 - Гистограммы распределения значений механических свойств основного металла марки стали ТУ 14-3-1138-82 (17Г1С-У)

На Рисунке А.5 представлены гистограммы распределения свойств основного металла для стали ТУ 1381-006-53570464-2011 (17Г1С-У).

а)

б)

в)

г)

а) предел прочности; б) предел текучести; в) относительное удлинение; г) относительное сужение Рисунок А.5 - Гистограммы распределения значений механических свойств основного металла марки стали ТУ 1381-006-53570464-2011 (17Г1С-У)

В рамках работы выполнены и обработаны околошовной зоны и зоны основного шва трубы.

результаты испытаний

Приложение Б

Результаты дисперсионного анализа полученные на основе результатов испытаний на растяжение основного металла труб

Таблица Б.1 - Дисперсионные уравнения, связывающие механическую характеристику и марку стали

Общий вид дисперсионного уравнения Наименование зависимой переменной Наименование независимой переменной

ав = 579,9385 - 18,9880 * (14ГН) + 25,9715 * (16Г2 - У) + 78,7417 * (17Г1С) - 9,887 * (17Г1С - У) + 65,5935 * (17Г1С - У) + 1,912 * (17Г2СФ) + 38,5645 * (17ГС) - 2,153 * Х67 + 10,546 * К52 - 31,474 * Ц Предел прочности, МПа Марка стали

Оо<2 = 427,490 - 58,5255 * (14ГН) - 37,8425 * (16Г2 - У) + 86,4123 * 17Г1С - 37,0726 * (17Г1С - У) + 120,0365 * (17Г1С - У) - 14,248 * 17Г2СФ + 120,3025 * (17ГС) - 38,287 * (Х67) - 46,95 * (К52) - 109,116 * Ц Предел текучести, МПа Марка стали

6 = 25,983 + 1,444 * (14ГН) - 2,7345 * (16Г2 - У) - 2,1412 * (17Г1С) + 1,3192 * (17Г1С - У) - 4,3115 * (17Г1С - У) - 2,257 * (17Г2СФ) - 5,785 * (17ГС) - 1,7985 * Х67 + 0,09 * К52 + 2,21325 * Ц Относительное удлинение, % Марка стали

^ = 65,9325 - 8,5255 * (14ГН) - 12,373 * (16Г2 - У) - 2,5435 * (17Г1С) - 1,3366 * (17Г1С - У) + 4,037 * (17Г1С - У) - 14,3455 * 17Г2СФ + 3,205 * (17ГС) - 7,1765 * Х67 + 1,288 * К52 - 7,97725 * Ц Относительное сужение, % Марка стали

Наименование Наименование

Общий вид дисперсионного уравнения зависимой независимой

переменной переменной

ав = 561,299 - 0,3485 * (СТУ 62/01 - 104 - 63)

- 19,9805 * (ТП 208 - 1 - Ц - 056 - 67)

- 5,689 * (ТУ 132/73) + 27,6295

* (ТУ 1381 - 006 - 53570464 - 2011)

+ 29,1855

* (ТУ 1381 - 147 - 00186654 - 2009)

+ 12,047 * (ТУ14 - 158 - 146 - 2004)

+ 84,233 * (ТУ14 - 3 - 1138 - 82)

- 43,6995 * (ТУ14 - 3 - 1270 - 2001) Предел Технические

+ 57,204 * (ТУ14 - 3 - 1270 - 84) прочности, МПа условия

+ 29,742 * (ТУ14 - 3 - 1573 - 96)

+ 20,5515 * (ТУ14 - 3 - 295 - 74)

+ 134,3215 * (ТУ14 - 3 - 311 - 74)

+ 18,6395 * (ТУ14 - 3 - 602 - 77)

+ 157,822 * (ТУ14 - 3 - 721 - 78)

+ 16,4865 * (ТУ 20/28/40/48/56 - 79)

+ 44,611 * (ТУ32 - 711) + 18,0455

* (ТУ У 27.2 - 00191135 - 007: 2005

Оо<2 = 391,1805 - 22,216 * (СТУ 62/01 - 104 - 63)

- 85,4235 * (ТП208 - 1 - Ц - 056 - 67)

- 60,1895 * (ТУ 132/73) - 4,772

* (ТУ 1381 - 006 - 53570464 - 2011)

- 10,6405

*(ТУ1381 - 147 - 00186654 - 2009)

- 29,6395 * (ТУ14 - 158 - 146 - 2004)

+ 156,346 * (ТУ14 - 3 - 1138 - 82) Предел Технические

- 65,3975 * (ТУ14 - 3 - 1270 - 2001) текучести, МПа условия

+ 156,612 * (ТУ14 - 3 - 1270 - 84)

+ 4,743 * (ТУ 14 - 3 - 1573 - 96)

+ 22,0615 * (ТУ14 - 3 - 295 - 74)

+ 169,053 * (ТУ14 - 3 - 311 - 74)

+ 36,3095 * (ТУ14 - 3 - 602 - 77)