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 tR 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
tn = tR + sr + sk,
где sr - технологический припуск;
sk - припуск на коррозию.
Примем sr + sk = 3,74 мм. Тогда
tn = 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.
Номер замеряемого места по схеме |
Толщина стенки, мм |
Диаметр трубы, мм |
||||
Фактическая (tk) |
Номинальная tnk |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
7,5 |
7,5 |
7,6 |
7,7 |
10 |
273 |
2 |
7,3 |
7,3 |
7,4 |
7,4 |
10 |
273 |
3 |
7,3 |
7,2 |
7,4 |
7,3 |
10 |
273 |
4 |
7,4 |
7,4 |
7,5 |
7,4 |
10 |
273 |
5 |
9,3 |
9,3 |
9,4 |
9,4 |
10 |
273 |
6 |
9,1 |
9,0 |
9,0 |
9,0 |
10 |
273 |
7 |
7,8 |
7,7 |
7,8 |
7,7 |
10 |
273 |
8 |
8,8 |
8,7 |
8,7 |
8,8 |
10 |
273 |
9 |
7,9 |
7,9 |
8,0 |
8,0 |
10 |
273 |
10 |
7,3 |
7,3 |
7,4 |
7,4 |
10 |
273 |
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;
tk - значение замеренной толщины;
tcp - среднее значение замеренной толщины.
Вероятная минимальная толщина стенки трубопровода:
tmin = tcp - 2 = 8,065 – 2 · 0,7113 = 6,6424 мм.
tmin > tотб (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 UГ - 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 ак = 0,323;
- истинные напряжения при разрыве к = 623,4 МПа;
- относительное равномерное сужение в = 12,48 %;
- диаграмма истинных напряжений и деформаций растяжения i = f(ei);
- 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(ei) определяем истинные деформации при максимальных и минимальных напряжениях:
еmax = 0,016;
еmin = 0.
8 Вычисляются амплитуда деформации в вершине дефекта (ea) и средняя деформация цикла (ecp):
;
.
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
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ: |
|
- временное сопротивление растяжению |
440.000000 МПа; |
- условный предел текучести |
305.000000 МПа; |
-относительное сужение после разрыва |
64.300000 %; |
- толщина образца |
6.100000 мм; |
- ширина образца |
30.000000 мм; |
- глубина усталостной трещины |
3.100000 мм; |
- max усилие при циклическом разрушении |
0.048300 МН; |
- относительное равномерное сужение |
15.360000 %; |
- максимальное рабочее давление |
10.000000 МПа; |
- среднее рабочее давление |
8.000000 МПа; |
- толщина стенки трубы |
12.000000 мм; |
- диаметр трубы |
219.00000000 мм; |
- число циклов перепада давления за год |
579.000000 |
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ: |
|
- разрушающее напряжение по max разрушающей силе для образцов с трещиной |
263.934426 МПа; |
- степень снижения разрушающих напряжений от наличия трещин в образце для относительной глубины трещины 0,5 |
1.199702; |
- предел трещиностойкости для относительной глубины трещины 0,5 |
73.476235 МПа·м1/2; |
- разрушающие кольцевые напряжения для бездефектной трубы с учетом характеристик циклической трещиностойкости |
671.970070 МПа; |
- кольцевые напряжения от max рабочего давления в стенке трубы |
81.250000 МПа; |
- коэффициент запаса прочности при max рабочем давлении |
5.118591; |
- относительная допускаемая глубина трещины |
0.225510 |
- допускаемая глубина трещины |
2.706120 мм; |
- относительная критическая глубина трещины |
0.730510 |
- критическая глубина трещины |
8.766120 мм; |
- коэффициент интенсивности |
10.382679 МПа·м-2; |
- коэффициент интенсивности упругопластических деформаций |
0.003045; |
- число циклов нагружения |
20460.976916; |
- долговечность труб |
6316 циклов; |
- срок безаварийной работы |
10 лет (год/года); |
-предельное давление в трубе |
5.054878 МПа. |