Lпep.m - длина m-ой перемычки между дефектами, длина которых опреде-лена по формуле (3), мм;
m - номер перемычки между дефектами;
М - число перемычек между дефектами, М = N - 1.
Мс - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины дефектной области:
Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с группой дефек-тов определяют по формуле:
фэ с.раб с , (2.3) Ac
где Ас.раб - допустимая при рабочем давлении площадь проекции дефектной области,
где Ас - площадь потери металла на проекции дефектной области
VAc - скорость изменения площади потери металла на проекции де-фектной области
при tс.mах /фэкс > Vt min
при tс.mах /фэкс ? Vt min
tc.max - максимальная глубина рассматриваемых дефектов.
Срок измерения параметров дефектов для их последующей классифика-ции определяют по формуле:
По результатам пропуска внутритрубного снаряда-дефектоскопа определяют длину и максимальную глубину стресс-коррозионных дефектов. При интерпретации измерений принимают наибольшие из возможных значений глубин с учётом погрешности измерений.
По формулам (2.4) или (2.5) с учётом выражений (2.2) и (2.6) оценивают предварительный срок безопасной эксплуатации труб с отдельными дефектами, а по формуле (2.7) определяют срок измерения параметров дефекта локальными неразрушающими методами. Срок измерения параметров дефекта исчисляется с момента пропуска снаряда-дефектоскопа.
При оценке опасности нескольких близлежащих дефектов методом перебора выделяют из них группу последовательно расположенных дефектов, для которых расчётное разрушающее давление, определённое по формулам (2.1) и (2.2), является минимальным. Полученное значение разрушающего давления сравнивают со значениями, рассчитанными по формулам (2.1) и (2.2) для каждого отдельного дефекта. Если разрушающее давление, определённое для группы дефектов, окажется ниже, чем давление, определённое для любого из отдельных дефектов, выполняют оценку опасности найденной группы дефектов по формулам (2.3-2.8). В противном случае выполняют оценку опасности отдельного дефекта по формулам (2.4-2.8).
Далее принимают решение о замене или дальнейшей эксплуатации дефектной трубы. Дефекты трубы, оставляемой в газопроводе, как правило, устраняют контролируемой шлифовкой. Если устранить дефекты не представляется возможным, рекомендуется устанавливать закладные датчики для контроля их развития.
Пример расчёта аналогичен примеру решения первой задачи (см. первое практическое занятие).
3.Определение скорости роста коррозионных дефектов стенки труб магистральных нефтепроводов
Условие задачи 3
Определить скорость роста коррозионных дефектов стенки труб магистрального нефтепровода и срок.
Таблица 5. Исходные данные
Указания к решению задачи 3
Методика решения задачи принята согласно Приложения А РД 153-39.4-067-04 и проводится в ниже описанной последовательности.
1. Скорость роста i-го коррозионного дефекта определяется по данным последней и предпоследней инспекцией ВИП одного типа (WM или MFL) по формуле:
d2,i d1,i
ДТ
d2,i d1,i корр.i ДT
- глубина дефекта при последней инспекции ВИП;
- глубина дефекта при предпоследней инспекции ВИП;
- период времени между инспекциями.
(3.1)
2. Для участков МН, на которых проводилась только первичная инспек-ция WM или MFL, в расчётах остаточного ресурса труб с коррозионными де-фектами, выявленными дефектоскопами WM и MFL, используется средняя скорость роста коррозионных дефектовVкорр , которая определяется по формуле на основе данных по растущим коррозионным дефектам, выявленным дефектоскопами WM на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть»:
где N - количество растущих дефектов коррозии;
16V - скорость роста глубины i -го растущего дефекта коррозии, определяемая по формуле (3.1).
Для участков трубопроводов, находящихся на расстоянии более 3-х км от электрифицированных железных дорог, Vкорр , определённая на основе данных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным на указанных участках нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», равна 0,077 мм/год.
Для участков трубопроводов, находящихся на расстоянии не более 3-х км от электрифицированных железных дорог, Vкорр , определённая на основе данных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным на указанных участках нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», равна 0,1 мм/год.
3. Для участков МН, на которых проводилась повторная инспекция WM, в расчётах остаточного ресурса труб с коррозионными дефектами, впервые выявленными дефектоскопами WM и MFL, а также выявленными дефектоскопами MFL при первичной инспекции, используется средняя скорость роста коррозионных дефектов Vкорр , которая определяется по формуле (3.2) на основе дан-
ных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным дефектоскопом WM на данном конкретном участке МН.
4. Для участков МН, находящихся на расстоянии более 3 км от электри-фицированных железных дорог, в расчётах остаточного ресурса труб коэффициент запаса прочности по долговечности по критерию достижения коррозионными дефектами размеров, соответствующих категории ПОР (первоочередной ремонт), принимается равным 1,3.
Для участков МН, находящихся на расстоянии не более 3 км от электри-фицированных железных дорог, в расчётах остаточного ресурса труб с коррозионными дефектами, коэффициент запаса прочности по долговечности принимается равным 1,5.
Категории ПОР соответствуют дефекты потери металла, вызванные коррозионным утонением стенки, глубиной равной или более 50% от толщины стенки трубы. Т. о. расчёт остаточного ресурса труб с учётом коэффициента запаса прочности по долговечности по критерию достижения коррозионными дефектами размеров, соответствующих категории ПОР для участков МН, находящихся на расстоянии Lэжд более 3 км от электрифицированных железных дорог проводится по формуле:
где dф - фактическая глубина дефекта, мм; dф здесь принимается равной глубине дефекта при последней инспекции ВИП d2,i ;
dпор - глубина дефекта требующая первоочередного ремонта, мм;
Vкорр - скорость роста дефекта коррозии, определяемая по формуле (3.1). Расчёт остаточного ресурса труб с учётом коэффициента запаса прочности по долговечности по критерию достижения коррозионными дефектами размеров, соответствующих категории ПОР для участков МН, находящихся на расстоянии Lэжд не более 3 км от электрифицированных железных дорог проводится по формуле:
4.Оценка напряженного состояния участка трубопровода с нарушением формы поперечного сечения
Условие задачи 4
Определить напряжённое состояние участка трубопровода с нарушением формы поперечного сечения. Провести проверку для предотвращения недопустимых пластических деформаций, учитывая, что измерения геометрии производились при отсутствии давления в трубе. Определить величину допускаемого параметра овальности и, при необходимости, величину допустимого рабочего давления. Расчётный температурный перепад превышает проектные значения.
Исходные данные
Указания к решению задачи 4
Оценку напряжённого состояния участка трубопровода с нарушением формы поперечного сечения следует проводить согласно документу Р 51-31323949-42-99 [2]. Рассматривается часть трубопровода, по длине которого форма поперечного сечения отличается от правильной круговой. На практике наиболее распространённым является дефект геометрии трубы, при котором поперечное сечение имеет форму овала. Известно, что нарушение геометрии поперечного сечения вызывает изменение напряжённого состояния трубы. В стенке трубы под действием рабочего давления к номинальным напряжениям добавляются изгибные кольцевые напряжения, величина которых зависит от диаметра и толщины стенки трубы, физико-механических характеристик стали, рабочего давления, геометрии сечения.
Полные кольцевые напряжения в трубе с произвольными отклонениями формы поперечного сечения от круговой определяются формулой:
Продольные осевые напряжения упр при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения фунта определяются по формуле:
Если измерения геометрии трубы проводились при определённом давлении рн например, внутритрубным дефектоскопом, то начальное отклонение Д определяется по формуле:
где рн - безразмерный параметр давления, определённый по формуле (4.2) для давления, при котором проводились внутритрубные исследования;
Др - амплитудное значение изменения половины номинального диаметра трубы, определённое по формуле (4.5).
Выражение (4.4) описывает распределение кольцевых напряжений по толщине стенки трубы и угловой координате. Максимальные напряжения имеют место в точках трубы с координатами (о =д;0= р,3р)
и(о = - 2;0 = 0, р):
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций в этих опасных точках необходимо проводить проверку:
где R2 - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы (предел текучести);
укц - максимальные кольцевые напряжения, вычисляемые по фор-муле (4.7);
упр - продольные осевые напряжения при отсутствии продольных и поперечных перемещений, вычисляемые по формуле (4.3).
Таблица 6. Коэффициент условий работы газопровода m
23Примечание. Пункты 1 и 2 выполняются в случае отсутствия данных по геометрии сечения, полученных в результате внутритрубной инспекции. Принять для расчёта значения Dmax и Dmin из условий к задаче 3.
3. По результатам измерений диаметров вычислить фактический пара-метр овальности трубы в:
где рн - параметр давления, который может быть определён по формуле:
262) Из точки горизонтальной оси в = 2,32%, соответствующей для нашего случая уровню фактической овализации газопровода, проводим вертикальную линию до пересечения с графиком (дн = 15,7 мм);
3) Из точки пересечения проводим горизонтальную линию до вертикаль-ной оси. Точка на ней указывает допускаемое рабочее давление ? 7,1 МПа.
Рекомендуется снизить рабочее давление в газопроводе до величины, не превышающей 7,09 МПа, либо произвести замену дефектного участка катушкой.
Второй способ решения задачи
28вертикальной оси. Точка пересечения с осью напряжений показывает уровень кольцевых напряжений в трубе с данными параметрами: ук= 340 МПа.
8. Условие укц ? [укц] выполняется (340,4 < 345,3).
Вывод. Допускается дальнейшая эксплуатация участка газопровода с последующим ежегодным контролем геометрии сечения и толщины стенки трубы.
5. Оценка работоспособности отводов с эрозионным утонением стенки
Условие задачи 5
Определить расчётную толщину стенки отвода, при необходимости рассчитать допустимое утонение стенки, выдать рекомендации по дальнейшей эксплуатации отвода.
Исходные данные
Указания к решению задачи 5
Методика оценки принята согласно рекомендациям 51-31323949-42-99. Рекомендации, по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов.
Алгоритм оценки работоспособности представлен на рисунке 2.
Для оценки работоспособности отводов необходимо выполнить следующую последовательность операции.
1. Замерить фактическую толщину стенки отвода дф на выпуклой стороне. 2. Определить расчётную толщину стенки др по формуле (5.1).
3. Если фактическая толщина стенки превышает расчётную, разрешается дальнейшая эксплуатация отвода с последующим контролем толщины 1 раз в год.
4. Если фактическая толщина стенки меньше расчётной, рассчитывается допустимое утонение стенки по формуле (5.3). 5. Если фактическая толщина стенки больше допустимой [д], разрешается дальнейшая эксплуатация отвода с контролем толщины 1 раз в 6 месяцев. В противном случае необходима замена отвода.
Таблица 7. Коэффициент несущей способности для вогнутой стороны отвода
Полученное значение допустимой толщины стенки в миллиметрах округляется в большую сторону с точностью до одного знака после запятой.
Допустимая толщина стенки должна быть не менее 4 мм.
Определение допускаемого рабочего давления.
Если фактическая толщинадф стенки отвода меньше допустимой, дальнейшая эксплуатация такого отвода при нормативном давлении не допускается.
6.Определение расстояния между опорами температурные удлинение участка надземного трубопровода
Условие задачи 6
Определить расстояние между опорами и температурные удлинения участка надземного трубопровода.
Примечание: Величины расчётных коэффициентов принимались по СП 20.13330.2011 Нагрузки и воздействия (СНиП 2.01.07.-58*)
Указания к решению задачи 6
Расстояние между неподвижными опорами для газопроводов диаметром свыше 600 мм следует принимать не менее 300 м.
1 Расчёт пролета между опорами надземного газопровода
Величина среднего пролёта газопровода из условия статической прочности, которое должно удовлетворяться во всех случаях, определяется по формуле: