-режими експлуатації, статистика виявлених дефектів тощо.
13.5 Вихідні дані до розрахунку повинні містити:
-протоколи або витяги з протоколів діагностичних обстежень трубопроводу з зазначенням виявлених дефектів, їх місцезнаходження, схематизації та основних розмірів;
-назву матеріалу труб, їх розкладку на досліджуваній ділянці, механічні характеристики матеріалів труб за даними експериментальних досліджень або сертифікатів;
-моделі пошкоджуваності матеріалу, прийняті для розрахунку довговічності;
-основні навантажувальні фактори (внутрішній тиск, сили, моменти, можливий перепад температур тощо);
-характеристики труби (фактичні значення товщини стінки, категорія трубопроводу, коефіцієнти надійності);
-у разі виконання розрахунку за другим або третім рівнем - обгрунтування необхідності його виконання та зазначення основних параметрів розрахунку (класифікація напружень, побудова розрахункової схеми в рамках МСЕ тощо).
13.6 Результати можуть бути представлені у вигляді короткого, повного та узагальненого звітів.
13.6.1 Короткий звіт повинен містити в табличному вигляді вихідні дані про дефект, його місцезнаходження на трубопроводі, результати розрахунку на статичну міцність (КЗМ), категорію дефекту (табл. 2), максимально допустимий тиск для даної ділянки, висновки, рекомендації та дані про розрахункову довговічність.
13.6.2 Повний звіт повинен містити по кожному дефекту інформацію про всі вхідні дані, перелічені згідно з 13.5, а також результати розрахунку з визначенням довідкового напруження, коефіцієнта інтенсивності напружень (для тріщин), допустимого і КЗМ, а також двокритеріальну діаграму з нанесеною на неї точкою, що відповідає поточному напруженому стану труби з дефектом, категорію дефекту (табл. 2), результати розрахунку довговічності, рекомендації відповідно до розділу 12.
13.6.3 В узагальненому звіті наводиться інформація про кількість дефектів певної категорії в залежності від поздовжньої кілометрової координати трубопроводу або пікетажу. Цей протокол може також містити дані про значення довговічності для дефектів, що на момент розрахунку є допустимими.
13.7 За результатами розрахунків формулюють висновки та рекомендації щодо обсягів та послідовності виконання ремонтних робіт.
14.1 Роботи з діагностичного обстеження виконують фахівці, атестовані згідно з НПАОП 0.00-6.14-97 "Порядок сертифікації персоналу з неруйнівного контролю".
14.2 Отримання даних для розрахунків під час діагностичного обстеження виконують згідно з НПАОП 60.3-1.03-04 "Правила безпечної експлуатації магістральних газопроводів", НПАОП 60.3-1.35-03 "Правила безпеки під час будівництва та реконструкції магістральних трубопроводів".
14.3 Експериментальні випробування здійснюються в лабораторіях, що відповідають вимогам згідно з ДСТУ ISO/IEC 17025-2001 "Загальні вимоги до компетентності випробувальних та калібру вальних лабораторій".
(довідковий)
МЕХАНІЧНІ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРІАЛУ ТРУБ
1 Нормативні значення механічних характеристик сталевих труб представлені в таблиці А.1.
Таблиця А.1 - Нормативні значення механічних характеристик сталевих труб за станом постачаня
|
Марка сталі / технічні умови (D, мм; σн, мм; р, МПа) |
σВ. МПа |
σТ, МПа |
,% |
Ударна в'язкість KCV, Дж/см2 (температура, °С) |
Постачальник, стан постачання |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10Г2Т, 10Г2БТ/ТУ 14-3-1512-87 (1420; 15,7; 7,4*) |
588 |
461 |
20 |
78,4 (мінус 15) |
Прямошовні зі сталі контрольованої прокатки |
|
10Г2ФБ/ТУ 14-1434-87 (1420; 15,7; 7,4*) (1420; 18,7; 7,4*) |
588 588 |
441 441 |
20 20 |
78,4 (мінус 15) 78,4 (мінус 15) |
Те саме |
|
Х70****/ТУ 14-3-1450-87 (1420; 18,7; 7,4*) Х70****/ТУ 14-3-995-81 (1420; 15,7; 7,4*) |
558,7 588,7 |
441 441,3 |
20 20 |
78,4 (мінус 15) 78,4 (мінус 15) |
— » — |
|
09Г2ФБ, 08Г2ФЮ/ ТУ 14-3-741-78 (1420; 16,8; 7,4*) |
549,2 |
421 |
19 |
78,4 (мінус 15) |
— » — |
|
17Г1С-У/ТУ 14-3-1698-90 (1020; 9,6-15,2; 5,7-7,4***) (1220; 9,6-15,2; 5,7-7,4***) |
510 510 |
360 360 |
20 20 |
29,4 (мінус 15) 29,4 (мінус 15) |
— » — |
|
13Г2АФ/ТУ 14-3-1425-86 (для нафтопроводів) (820; 8-12; 5,7) (720; 8-10; 5,7) |
530 530 |
363 363 |
20 20 |
29,4 (мінус 5) 29,4 (мінус 5) |
— » — |
|
17ГС/ ТУ 14-3-1270-84 (530; 7-10; 7,4***) |
510 |
353 |
220 |
29,4 (0) |
— » — |
|
Сталі згідно з ГОСТ 19282-73 (820, 530; 5-12; 5,7) ГОСТ 20295-85***) |
490-588 |
343-412 |
20 |
Не визначено |
Спіралешовні, пря-мошовні з вуглецевих низьколего-ваних гарячекатаних листових і рулонних сталей |
|
13ГС/ ТУ 14-3-1344-85 (1020; 10; 5,4***) (1020; 11,1; 5,4***) (1020; 9,5; 5,4***) (1020; 10,5; 5,4***) |
510 510 539 539 |
363 363 402 402 |
20 20 20 20 |
29,4 (0) 29,4 (0) 29,4 (0) 29,4 (0) |
Прямошовні з листової сталі контрольованої прокатки |
|
17Г1С-У/ ТУ 14-3-1424-86 (1020; 9,6-14,9; 5,4***) |
510 |
363 |
20 |
39,6 (мінус 40) |
Прямошовні з тер-мообробленої лис-тової сталі контро- льованої прокатки |
|
13Г2АФ/1020; 9,2-14,3 |
530 |
363 |
20 |
39,4 (мінус 60) |
Те саме |
|
09Г2ФБ, Х70**** / ТУ 14-3-1363-85 (1420; 15,7; 7,4*) |
588,7 |
441 |
20 |
78,4 (мінус 15) |
Спіралешовні з листової низьколего-ваної сталі контрольованої прокатки |
Кінець таблиці А.1
|
Марка сталі / технічні умови (D, мм; σн , мм; р, МПа) |
σВ, МПа |
σТ, МПа |
δ ,% |
Ударна в'язкість KCV, Дж/см2 (температура, °С) |
Постачальник, стан постачання |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
17Г1С/ТУ14-3-721-78 (1220; 10,5-1 2,5; 5,4-6,3**) (1220; 12; 5,4-6,3**) (1020; 9-12; 5,4-6,3**) (1020; 10-12; 5,4-6,3**) (820; 8-10; 5,4-6,3**) |
588,7 510 588,7 510 588,7 |
412 362 412 326 412 |
20 21 20 21 20 |
39,2 (мінус 15) 39,2 (мінус 15) 29,4 (мінус 15) 29,4 (мінус 15) 29,4 (мінус 15) |
- » -Термооброблена Без термообр. Термооброблена Без термообр. Термооброблена |
|
* дані для труб з коефіцієнтом надійності по матеріалу k = 1,34; ** дані для труб з коефіцієнтом надійності по матеріалу k = 1,4; *** дані для труб з коефіцієнтом надійності по матеріалу k = 1,47; **** імпортна марка сталі. |
|||||
(довідковий)
ВИЗНАЧЕННЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРІЩИНОСТІЙКОСТІ К1С
ЧЕРЕЗ ЗНАЧЕННЯ УДАРНОЇ В'ЯЗКОСТІ
Б.1 В разі наявності експериментальної залежності ударної в'язкості KCV або енергії руйнування Uc від температури для визначення характеристики тріщиностійкості матеріалу - критичного КІН (К1С) - можна скористатись наступною послідовною процедурою.
Б.1.1 Для матеріалу труби слід побудувати експериментальну залежність енергії руйнування Uc (Дж) від температури (°С) (рисунок Б.1, а), що отримана на стандартних зразках з V-подібним надрізом (ГОСТ 9454).
На осі абсцис помічають точку Т =Т28, що відповідає значенню Uc = 28 Дж.
Б.1.2 Розраховують дискретні значення К1С через відповідні значення Uc для конкретної температури за наступною формулою:
де розмірність енергії руйнування слід брати в Дж.
Б.1.3 Будують графічну залежність отриманих значень К1С (МПа·) від температури (крива 1, рисунок Б.1, б).
Температурі, що відповідає точці з абсцисою Т = Т28, ставлять у відповідність значення К1С =
100 МПа(рисунок Б.1, б).
Б.1.4 Обчислюють значення температури Т = Т100 згідно з формулою:
Б.1.5 Зміщують паралельно осі обсцис графік К1С - Т (крива 1, рисунок Б.1, б) до перетину з точкою з координатами К1С = 100 і Т = Т100 (крива 2, рисунок Б.1, б). Крива 2 є шуканою залежністю КІС від температури для заданого матеріалу труби.
Б.1.6 Конкретні значення К1С слід визначати графічно, використовуючи криву 2.
Б.1.7 При визначенні характеристики тріщиностійкості матеріалу - критичного КІН - для зон зварних з'єднань можна скористатись наступною емпіричною залежністю, що зв'язує ударну в'язкість KCV за даної температури з величиною К1С:
(Б.3)
Рисунок Б.1 - Схема побудови емпіричної залежності К1С від температури за експериментальними даними енергії руйнування
(обов'язковий)
ДЕФЕКТИ ТРУБОПРОВОДІВ ТА ЇХ СХЕМАТИЗАЦІЯ
В.1 Дефекти трубопроводів
В.1.1 Дефекти суцільності матеріалу
Тріщина. Схематизація тріщиноподібних дефектів згідно з рисунками В.1.2 - В.8.2, В.17.2 - В.24.2 таблиці В.1.
Закат. Схематизація згідно з рисунком В.9.2 таблиці В.1.
Розшарування. Схематизація згідно з рисунком В.9.2 таблиці В.1.
Риска, подряпина. Схематизація згідно з рисунком В.10.2 таблиці В.1.
Задертість, раковина. Схематизація згідно з рисунком В.11.1 таблиці В.1.
Пузир. Схематизація згідно з рисунком В.12.1 таблиці В.1.
Включення. Схематизація згідно з рисунком В.3.1, В.7.1 таблиці В.1.
Міжкристалітна корозія. Схематизація згідно з рисунками В.1.2 - В.8.2, В.17.2 - В.24.2 таблиці В.1.
Свищ. Схематизація згідно з рисунками В.4.2, В.8.2 таблиці В.1.
Непровар. Схематизація згідно з рисунком В.25.1 таблиці В.1.
Пора. Схематизація згідно з рисунком В.26.1 таблиці В.1.
Шлакове включення. Схематизація згідно з рисунком В.27.1 таблиці В.1.
Підріз. Схематизація згідно з рисунком В.28.1 таблиці В.1.
Задертість. Схематизація згідно з рисунком В.11.1 таблиці В.1.
В.1.2 Дефекти корозійні
Суцільна корозія. Схематизація згідно з рисунком В. 13.2 таблиці В.1.
Місцева корозія. Схематизація згідно з рисунком В.14.2 таблиці В.1.
Пітінгова корозія. Схематизація згідно з рисунком В.15.1 таблиці В.1.
Місцева корозія з піттінговими виразками. Схематизація згідно з рисунком В.16.1 таблиці В.1.
В.1.3 Дефекти форми
Найбільш розповсюдженими дефектами форми трубопроводів є:
Згин (викривлення геометрії). Схематизація не використовується.
Забоїна. Схематизація згідно з рисунком В.29.2 таблиці В.1.
Вм'ятина. Схематизація згідно з рисунком В.30.2 таблиці В.1.
Неспіввісність. Схематизація згідно з рисунком В.32.2 таблиці В.1.
Різнотовщинне з'єднання. Схематизація згідно з рисунком В.31.2 таблиці В.1.
В.1.4 Можна використовувати альтернативну класифікацію дефектів за стандартами [8 - 10].
В.2 Схематизація поодиноких дефектів
Підповерхневий тріщиноподібний дефект слід вважати еліптичною тріщиною, поверхневий дефект - напівеліптичною тріщиною, наскрізний дефект - плоскою прямокутною областю згідно з таблицею В.1. Основними характеристиками схематизації є параметри: глибина , півдовжина І, проща S, мінімальна відстань до вільної поверхні h і мінімальна відстань між дефектами f.
Підповерхневі дефекти
В.2.1 Відома максимальна площа підповерхневого дефекту S. За формою дефект вважають еліпсом з півосями: , і Мала піввісь проводиться перпендикулярно до найближчої вільної поверхні на відстані h від неї.
В.2.2 Відомі площа дефекту S та величина його максимального лінійного розміру L. За формою дефект вважають еліпсом з півосями: l=L/2 .
В.2.3 Відомі максимальний лінійний розмір дефекту L і глибина Н. За формою дефект вважають еліпсом з півосями: = Н/2, l = L/2.
В.2.4 Дефекти, для яких виконується умова a / h > 9, слід розглядати як поверхневі.
В.2.5 Дефекти, для яких виконується умова 2а > 0,8t (t- товщина стінки труби), слід розглядати як наскрізні.
Поверхневі дефекти
В.2.6 Відома максимальна площа поверхневого дефекту S. За формою дефект вважають півеліпсом із півосями: і . Якщо дефект віднесений до поверхневого відповідно до розділу 7, то приймається:, . Малу піввісь слід проводити перпендикулярно до вільної поверхні.
В.2.7 Відомі площа дефекту S та величина його лінійного розміру вздовж вільної поверхні L. Дефект слід розглядати як півеліптичну тріщину з півосями: а = 1,45 S/L, / = L/2. Якщо дефект від несений до поверхневого відповідно до розділу 7, то приймається: а = 1,45 S/L + 1,27h.
