---

Примечание

1 Знак «+» означает, что нагрузки и воздействия следует учитывать, знак «-» - не учитывать.

2 Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься в тех случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы трубопровода.

3 Когда по условиям испытания или эксплуатации в трубопроводах, транспортирующих газообразные среды, возможно полное или частичное заполнение внутренней полости их водой или конденсатом, а в трубопроводах, транспортирующих жидкие среды, - попадания воздуха или опорожнение их, необходимо учитывать изменение нагрузки от веса среды.

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(рекомендуемое)

Примеры расчета согласно ОСТ 153-39.4-010-2002

Пример № 1

Пример определения расчетной и отбраковочной толщины стенок труб

В 2002 г. проведено техническое диагностирование нефтегазопромыслового трубопровода, транспортирующего продукты, не содержащие сероводорода, с наружным диаметром 273 мм, номинальной толщиной стенки 10 мм и рабочим давлением 10,0 Mпа. Магистральная часть трубопровода смонтирована из труб по ГОСТ 8731, из стали 20, по ГОСТ 1050. Трубопровод находится в эксплуатации с 1990 г. Механические свойства стали труб, определенные через твердость, имеют значения не ниже требований ГОСТ 8731. Проверочный расчет толщины стенки t_R осуществляется согласно формуле (6.1).

где значения R определяются:

для трубопроводов, транспортирующих продукты, не содержащие сероводород,

Здесь k - коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей, значение которого принимается согласно СП 34-116-97 для труб, заглушек и переходов равным 1.

Значения коэффициентов: надежности по назначению трубопроводов _n = 1 (Таблица Б.П.1), условий работы трубопровода III категории m₂ = 0,9 (Таблица Б.П.2), надежности по материалу _m = 1,55 (Таблица П.Б.4), надежности по нагрузке _f = 1,15 (Таблица П.Б.5) и условий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты _в (Таблица П.Б.3), принимаются согласно СП 34-116-97 по таблицам, приводимым в Приложении Б.

Для стали 20 = 420 МПа, = 250 МПа, следовательно,

.

м.

Номинальная толщина стенки определяется по формуле

t_n = t_R + s_r + s_k,

где s_r - технологический припуск;

s_k - припуск на коррозию.

Примем s_r + s_k = 3,74 мм. Тогда

t_n = 6,26 + 3,74 = 10 мм.

Отбраковочная толщина стенок труб определяется по формулам (4.1) или (4.2).

.

, поэтому расчет ведем по формуле(4.1)

м.

Пример № 2

Пример расчета остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной толщине стенок труб

Исходные данные по примеру №1.

Замеры толщин стенок труб по результатам диагностики представлены в таблице П.В.1.

Таблица П.В.1.

Расположение мест замеров толщины стенки по сечению трубы:

Расчет.

Расчет минимальной вероятной толщины стенок труб  273 мм.

Среднеквадратичное отклонение замеряемой толщины:

,

где

N - число замеров;

t_k - значение замеренной толщины;

t_cp - среднее значение замеренной толщины.

Вероятная минимальная толщина стенки трубопровода:

t_min = t_cp - 2 = 8,065 – 2 · 0,7113 = 6,6424 мм.

t_min > t_отб (по примеру 1)

6,64 > 5,20.

Следовательно, допускается дальнейшая эксплуатация трубопровода.

Средняя скорость коррозия

мм/год.

Остаточный ресурс трубопровода

лет.

В случае необходимости по техническому заданию Заказчика производятся другие расчеты, изложенные в примерах № 3, 4, 5, 6.

Пример № 3

Пример расчета остаточного ресурса трубопровода с учетом общего коррозионно-эрозионного износа стенок

Исходные данные по примеру № 1, 2.

Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода с вероятностью прогноза 95%. Принимаем значение регламентированной надежности  = 0,95% и односторонней доверительной вероятности, равной 0,95. Принимается линейная модель износа, т.е. в уравнении (8.5) m = 1.

Расчетную толщину стенки определяем по формуле (6.1) (см. пример № 2)

м.

По приведенным в таблице примера № 2 данным подсчитывается значение относительного износа для каждого замера:

.

Затем подсчитываются:

1 Средний относительный износ по формуле

.

2 Среднее квадратическое отклонение относительного утонения

.

3 Полагая среднее квадратическое отклонение технологического допуска S₀ = 0,05 находим среднее квадратическое отклонение относительного износа:

.

4 Верхнее интервальное значение среднего относительного износа

.

5 Верхнее интервальное значение среднеквадратического отклонения относительного износа

.

6 Средний допустимый относительный износ

.

7 Квантиль функции Лапласа

.

8 По таблице 8.1 находим значение функции Лапласа при величине квантиля 2,165, будет 0,984.

9 Подставляя это значение в формулу (8.18), находим значение

Г-% вероятности = 0,984·0,95 = 0,935.

10 По таблице 8.1 Г-% вероятности 0,935 соответствует U_Г - квантиль, равный 1,52.

Параметр

,

.

Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95%

T = (Q - 1) t = (1,18 - 1) · 12 = 2,1 года.

Пример № 4

Оценка малоцикловой долговечности по критерию зарождения трещины

Определить число циклов перепада давления до зарождения трещины в нефтепроводе для трубопровода диаметром 273 мм при наличии риски шириной 1 мм и глубиной 0,5 мм. Толщина стенки 9,2 мм, материал стенки трубы — сталь 13ГФА по ТУ 14-3-1701-89. Давление в трубопроводе: рабочее - 2,5 МПа, гидростатическое при остановке перекачки - 0,1 МПа.

Исходные данные:

- рабочее давление в трубопроводе: в режиме перекачки р = 2,5 МПа; при остановках перекачки р = 0,1 МПа;

- диаметр наружный - 377 мм;

- установленная диагностикой минимальная номинальная толщина стенки в зоне дефекта t=9,2 мм;

- установленный внутритрубной диагностикой дефект - риска с закругленными краями глубиной b = 1 мм и шириной d = 0,5 мм, радиус закругления  = 0,5 мм;

- механическими испытаниями установлены следующие характеристики стали 13ГФА:

- предел прочности _в = 556,9 МПа;

- предел текучести _т = 395 МПа;

- истинные деформации при разрыве а_к = 0,323;

- истинные напряжения при разрыве _к = 623,4 МПа;

- относительное равномерное сужение _в = 12,48 %;

- диаграмма истинных напряжений и деформаций растяжения _i = f(e_i);

- режим нагружения - мягкий, асимметричный с коэффициентом асимметрии r = 0,04;

- модуль упругости стали Е = 2,1·10⁵ МПа;

- число циклов нагружения за 1 год N₂ = 160.

Последовательность расчета

1 Рассчитывается предел усталости по формуле (9.4) для сталей, применяемых на нефтепроводах:

_-1 = 0,4 · _в = 0,4 · 556,9 = 222,76 МПа.

2 Определяется показатель мягкого циклического нагружения:

.

3 Вычисляются максимальные кольцевые напряжения в стенке трубы без учета концентрации напряжений:

МПа.

4 Вычисляются минимальные кольцевые напряжения без учета концентрации напряжений:

МПа.

5 Вычисляется коэффициент концентрации напряжений для риски:

.

6 Рассчитываются максимальные и минимальные напряжения в концентраторе (риске):

МПа;

МПа.

7 С использованием графика зависимости истинных напряжений от деформаций _i = f(e_i) определяем истинные деформации при максимальных и минимальных напряжениях:

е_max = 0,016;

е_min = 0.

8 Вычисляются амплитуда деформации в вершине дефекта (e_a) и средняя деформация цикла (e_cp):

_;

.

9 Вычисляется истинная деформация в вершине дефекта с учетом асимметрии циклов нагружения:

.

10 Из уравнения Менсона-Коффина для данного случая (95) определяется число циклов до зарождения трещины:

циклов.

11 Определяется долговечность по зарождению трещины:

года.

Пример № 5

Расчет остаточного ресурса трубопровода по характеристикам трещиностойкости

Расчет параметров циклического нагружения и характеристик производится по формулам (9.8)...(9.16). По формулам (9.17)...(9.23) из совместного решения уравнений (9.20) и (9.22) с учетом (9.18) определяются допускаемая и критическая глубина трещин. Далее по формулам (9.24)...(9.29) рассчитываются остаточный ресурс и предельное разрешенное давление.

Ввиду громоздкости формул для определения характеристик трещиностойкости и большой трудоемкости совместного решения уравнений (9.20) и (9.22) составлена специальная программа расчета.

Пример расчета выполнен по специальной программе для нефтепровода диаметром 219 мм с рабочим давлением 10 МПа, трубы - из стали 20СП.

Исходные данные и результаты расчетa