Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow Р 51-31323949-42-99  
25.06.2018
    
Р 51-31323949-42-99

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

Утверждаю:

Заместитель председателя

Правления ОАО «Газпром»

____________ В.В. Ремизов

22 декабря 1998 г.

 

РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ОЦЕНКЕ РАБОТОСПОСОБНОСТИ
ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ

Р 51-31323949-42-99

СОГЛАСОВАНО:

Начальник управления науки,

Новой техники и экологии

____________А.Д. Седых

09 декабря 1998 г.

Разработано:

Генеральный директор

ВНИИГАЗа

_____________ А.И. Гриценко

02 октября 1998 г.

Начальник Управления по

транспортировке газа и

газового конденсата

____________ А.З. Шайхутдинов

01 ноября 1998 г.

 

Москва

1998

«Рекомендации...» разработаны в соответствии с тематическим планом НИОКР ОАО «ГАЗПРОМ».

Рекомендации содержат методики оценки работоспособности газопроводов с дефектами геометрии поперечного сечения труб:

- нарушениями формы поперечного сечения (овальность);

- изменениями геометрии стенки (коррозия и эрозия) для прямолинейных и криволинейных участков.

Рекомендации предназначены для предприятий газовой промышленности, в том числе организаций, осуществляющих диагностический контроль, а также могут быть использованы в практике работы научно-исследовательских и проектных институтов.

Рекомендации разработаны в лаборатории надежности газопроводных конструкций ВНИИГАЗа (д.т.н. Харионовский В.В., к.т.н. Курганова И.Н., к.т.н. Ремизов Д.И., инженер Бакуленко М.Н.) с участием специалистов предприятия «Оренбурггазпром» (гл. инженер ПУЭГПП Резвых А.И., вед. инженер Полозов В.А.), предприятия «Севергазпром» (Заец А.Ф.), кафедры ДИМ МЭИ (д.т.н. Чирков В.П., к.т.н. Радин В.П., к.т.н. Окопный Ю.А., к.т.н. Петровский А.В.).

 

СОДЕРЖАНИЕ

 TOC o "1-3" h z Введение

1. ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ С ДЕФЕКТАМИ ТИПА ОВАЛИЗАЦИИ

1.1 Напряженное состояние участка трубопровода с нарушением формы поперечного сечении

1.2 Методика оценки работоспособности дефектного участка по параметру овальности

1.3 Методика оценки работоспособности дефектного участка но допускаемым напряжениям

2. ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ С ПОВЕРХНОСТНЫМИ ПОВРЕЖДЕНИЯМИ

2.1 Область применения методики

2.2 Расчетное определение допускаемого утонении стенки газопровода

2.3 Расчет допускаемого рабочего давления

2.4 Определение линейных размеров коррозионных повреждений

2.5 Методика оценки работоспособности участков газопроводов с коррозионными повреждениями стенки трубы

3. ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ ОТВОДОВ С ЭРОЗИОННЫМ УТОНЕНИЕМ СТЕНКИ

3.1 Контроль толщин стенок

3.2 Механические характеристики материала отполов

3.3 Определение расчетных толщин стенок отводов

3.4 Расчет допустимой толщины стенки на  выпуклой стороне отводов

3.5 Определение допускаемого рабочего давления

3.6 Оценка работоспособности отводов с эрозионным утонением стенки

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Таблицы допускаемых параметров овальности газопроводов диаметром от 1420 до 530 мм

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Графики зависимости максимальных кольцевых напряжений на участках газопровода с овализацией от фактического параметра овальности

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Графики зависимости допускаемого давления на участках газопровода с овализацией от фактического параметра овальности

ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Графики зависимости допускаемого давления от степени утонения стенки для участков газопроводов диаметром от 720 до 1420 мм

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Характеристики ультразвуковых толщиномеров

 

Введение

Протяженность магистральных газопроводов России составляет свыше 140 тысяч километров. Большинство из них находится в эксплуатации свыше 20 - 30 лет и приближается к исчерпанию назначенного ресурса. Переход отрасли от традиционного регламентного ремонтно-технического обслуживания газопроводов к эксплуатации по техническому состоянию предусматривает развитие системы диагностического обслуживания и разработку подходов, в том числе расчетных, к оценке работоспособности имеющих повреждения участков газопроводов для принятия решения о проведении выборочного ремонта.

В результате проведения внутритрубных обследований обнаруживаются дефекты геометрии поперечного сечения труб: вызванные механическими воздействиями нарушения формы поперечного сечения (наиболее распространенной из которых является овальность) и изменения геометрии стенки - утонение, (вследствие коррозионных и эрозионных процессов).

На основе проведенных исследований ВНИИГАЗом разработаны практические рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации /1/, с поверхностными повреждениями /2/, а также отводов с эрозионным утонением стенки /3/. Настоящие "Рекомендации..." являются объединением указанных документов.

1. ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ С ДЕФЕКТАМИ ТИПА ОВАЛИЗАЦИИ

Существующие нормативные документы регламентируют овальность труб па стадиях поставки (технические условия на поставку труб), проектирования газопроводов /4/ и их строительства /5/. Так СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы" устанавливает однопроцентный предел овальности концов труб с толщиной стенки менее 20 мм и 0,8% - для труб с толщиной стенки 20 мм и более. Для стадии эксплуатации предельная величина овальности трубопроводов не отражена в нормативных документах.

Совпадение зоны повышенных напряжений на нижней образующей газопроводов, вызванных овализацией, с местами разрушений позволяет отнести овализацию поперечных сечений труб к факторам, требующим учета. Применяемые в настоящее время в газовой промышленности методы оценки напряженного состояния справедливы только для трубопроводов идеальной кольцевой формы и не могут учитывать переменные по толщине (изгибные) кольцевые напряжения, обусловленные несовершенством формы поперечных сечений.

В настоящем разделе содержится методология расчетной оценки напряженного состояния овализованных участков магистральных газопроводов. На ее основе разработаны взаимосвязанные методики оценки работоспособности участков газопроводов по величине овальности и по уровню максимальных напряжений.

1.1 Напряженное состояние участка трубопровода с нарушением формы поперечного сечения

Рассматривается часть трубопровода, по длине которого форма поперечного сечения отличается от правильной круговой. На практике наиболее распространенным является дефект геометрии трубы, при котором поперечное сечение имеет форму овала (рис. 1.1). Известно, что нарушение геометрии поперечного сечения вызывает изменение напряженного 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:

 


Рис. 1.1 Часть трубопровода с дефектом геометрии поперечного сечения типа овализации

Рис. 1.2 Элементы кругового (1) и овального (2) сечений труб

,                                           (1.1)

где p - рабочее давление;

Dн - наружный диаметр грубы;

δ - толщина стенки трубы;

 - безразмерный параметр давления;                                         (1.2)

Е - модуль Юнга стали;

μ - коэффициент Пуассона;

ξ - координата, отсчитывающая толщину стенки ;

0 - окружная координата (0 ≤ 0 ≤ 2π);

Δ1k, Δ2k - коэффициенты ряда Фурье разложения функции отклонений формы сечения от круговой.

Продольные осевые напряжения σпр при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения фунта определяются по формуле:

,                                                        (1.3)

где α - коэффициент линейного расширения металла трубы;

ΔT -температурный перепад.

Для труб с поперечным сечением, близким к овальному (рис. 1.1, 1.2), выражение (1.1) примет вид:

.                                 (1.4)

Здесь Δ - амплитудное значение изменения половины номинального диаметра трубы, равное одной четвертой разности максимального и минимального диаметров трубы, измеренных в одном сечении при отсутствии давления в трубе:

.                                                              (1.5)

Если измерения геометрии трубы проводились при определенном давлении рн например, внутритрубным дефектоскопом, то начальное отклонение Δ определяется по формуле:

,                                                              (1.6)

где  подсчитывается по формуле (1.2) для давления, при котором проводились внутритрубные исследования, а Δр - по формуле (1.5).

Выражение (1.4) описывает распределение кольцевых напряжений по толщине стенки трубы и угловой координате. Максимальные напряжения имеют место в точках трубы с координатами  и  (рис.1.3):

Рис.1.3. Распределение напряжений по толщине стенки трубы с овальным поперечным сечением

а) ; б)

.                                    (1.7)

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций в этих опасных точках необходимо проводить проверку:

,                                                    (1.8)

где - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы (предел текучести);

σкц и σн - вычисляются по формулам (1.7) и (1.3) соответственно.

Если величина температурного перепада, действующего на участок трубопровода, не превышает проектную величину, то критерий (1.8) может быть упрощен:

σкц ≤ [σкц],                                                                             (1.9)

где допускаемые кольцевые напряжения определяются формулой:

.                                                                   (1.10)

В (1.10) коэффициенты m и kн ( определяются по таблицам /4/:

Таблица 1.1

Категория газопровода и его участка

В

I

II

III

IV

Коэффициент условий работы газопровода m

0,6

0,75

0,75

0,9

0,9

Таблица 1.2

Условный диаметр газопровода, мм

Значение коэффициента надежности по назначению газопровода kн

р 5,4 МПа

5,4 < р 7,4 МПа

7,4 < р 9,8 МПа

500 и менее

600 – 1000

1200

1400

1,00

1,00

1,05

1,05

1,00

1,00

1,05

1,10

1,00

1,05

1,10

1,15

Значения предела текучести металла R2н определяются по техническим условиям на поставку труб, либо используя /6/.

Относительной величиной, характеризующей овальность трубы, является параметр овальности, равный отношению разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру

,                                           (1.11)

где  - параметр давления, при котором проводились измерения, определяемый по формуле (1.2):

.                                                    (1.12)

Если измерения проводились при отсутствии давления, то .

Связь между Δ, определяемой (1.5) или (1.6), и β следующая:

.                                                                      (1.13)

С учетом того, что максимальные кольцевые напряжения не должны превышать допускаемых [σкн], используя (1.7) и (1.13), можно получить выражение для допускаемого параметра овальности:

.                               (1.14)

Фактический параметр овальности, вычисленный по (1.11), не должен превышать допускаемого: β ≤ [β]. Если фактическая величина овализации участка газопровода выходит за допускаемые пределы (β ≥ [β]), можно обеспечить допускаемый уровень напряжений в сечении, снизив рабочее давление в газопроводе. Величина рабочего давления в этом случае определяется по формуле:

,                                                                  (1.15)

где ;

  ;

  .

1.2 Методика оценки работоспособности дефектного участка по параметру овальности

Изложенная ниже методика позволяет оценивать работоспособность участков газопроводов, имеющих дефекты формы поперечного сечения типа овализации, по величине параметра овальности.

1. Провести измерения наибольшего Dmax и наименьшего Dmin диаметров в одном сечении трубы (рис. 1.4а). При механических инструментальных измерениях, если доступ к трубе ограничен, допускается измерение полудиаметра (рис. 1.4б) с последующим умножением полученной величины на два.

Рис. 1.4 Схема измерения минимального и максимального диаметров сечения трубы:

а) с полным доступом к трубе; б) с ограниченным доступом к трубе

2 Толщиномером провести измерения фактической толщины стенки δ в сечении, где замерялись диаметры Dmax и Dmin.

Примечание. Пункты 1 и 2 выполняются в случае отсутствия данных по геометрии сечения, полученных в результате внутритрубной инспекции.

3. По результатам измерений диаметров вычислить фактический параметр овальности трубы β:

,

где  - параметр давления, определяемый но формуле:

.

Давление рн при котором проводились измерения, должно быть выражено в МПa. Если измерения проводились при отсутствии давления, то .

4. Вычислить параметр давления по формуле (1.2):

,

где р - величина рабочего давления, выраженная в МПа.

5. Вычислить допускаемые напряжения

,

где m и kн определяются по таблицам 1.1 и 1.2, а значение предела текучести R2н принимается по техническим условиям на трубы.

6. Вычислить допускаемый параметр овальности трубы по формуле

.

Примечание. Для определения допускаемого параметра овальности для труб с фактической толщиной стенки, равной номинальной, можно воспользоваться таблицами, приведенными в Приложении 1. Для этого необходимо найти таблицу для труб данного номинального диаметра, а в строке, содержащей соответствующую толщину стенки и предел текучести - допускаемый параметр овальности.

7. Проверить выполнение условия β ≤ [β]. При удовлетворении условия допускается дальнейшая эксплуатация такого участка с последующим ежегодным контролем геометрии сечения и толщины стенки трубы. Если фактический параметр овальности β больше допускаемого [β], рекомендуется либо вырезать дефектный участок трубы и врезать катушку, либо снизить рабочее давление до величины

,

где ;

  ;

  .

Примечание. При подстановке в формулу величина допускаемых напряжений [σкн] должна быть выражена в МПа.

Величина допускаемого рабочего давления может быть определена по графикам Приложения 3, представляющим зависимости давления от фактического параметра овальности для различных типоразмеров труб.

Пример 1

Исходные данные:

Наружный диаметр, Dн = 1420 мм;

Номинальная толщина стенки, δн = 15,7мм;

Нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла (предел текучести), R2н = 441,0 МПа (сталь Х70);

Рабочее давление, р = 7,4 МПа;

Участок III категории.

1. Измерения наибольшего и наименьшего диаметра в одном сечении трубы при отсутствии давления дали следующие результаты:

Dmax = 1435 мм

Dmin = 1402 мм.

2. Фактическая толщина стенки оказалась равной номинальной: δ = 15,7 мм.

3. Вычисляем фактический параметр овальности β:

.

4. Вычисляем параметр давления:

.

5. По табл. 1.1 определяем коэффициент условий работы m для трубопровода III категории: m = 0,9. По табл. 1.2 определяем коэффициент надежности kн.

Для трубопровода диаметром 1420 мм с внутренним давлением 7,4 МПа его значение принимается равным 1,10. Вычисляем допускаемые кольцевые напряжения:

 МПа

6. Вычисляем допускаемый параметр овальности:

.

Определить допускаемый параметр овальности, можно и по таблицам Приложения 1:

а) находим таблицу для труб диаметром 1420 мм;

б) в строке таблицы для δн = 15,7 мм и R2н = 441,0 находим [β] = 1,91%

7. Условие β ≤ [β] не выполняется. Фактический параметр овальности β = 2,32% больше допускаемого [β] = 1,91%. Вычислим допускаемое давление для данной величины овализации по формуле:

,

где ;

  ;

 

Подставив вычисленные коэффициенты а, b, с, получим

 Мпа.

Примечание. Величина допускаемого рабочего давления может быть определена по графикам Приложения 3:

1) Находим график зависимости для Dн = 1420 мм и δн = 15,7 мм;

2) Из точки горизонтальной оси β = 2,32%, соответствующей для нашего случая уровню фактической овализации газопровода, проводим вертикальную линию до пересечения с графиком (δн = 15,7 мм);

3) Из точки пересечения проводим горизонтальную линию до вертикальной 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.

1.3 Методика оценки работоспособности дефектного участка по допускаемым напряжениям

Оценка работоспособности участков газопроводов с овализацией по допускаемым напряжениям может проводиться вместо оценки но параметру овальности или служить ее дополнением с целью проверки полученных результатов.

Для получения оценки необходимо:

1. Выполнить, п.п. 1 - 5 параграфа 1.2.

2. Вычислить амплитудное значение изменения формы сечения Δ:

.

3. Вычислить максимальные кольцевые напряжения:

.

Примечание. Для определения уровня кольцевых напряжений в овальной трубе можно воспользоваться графиками, приведенными в Приложении 2.

Пo вычисленному фактическому параметру овальности определяются кольцевые напряжения для конкретного типоразмера трубы.

4. Провести проверку условия σкц ≤ [σкц]. Если фактические кольцевые напряжения больше допускаемых [σкц], рекомендуется или заменить дефектный участок трубы врезкой катушки, или снизить рабочее давление до величины , где а, b, с определяются по формулам п. 7 предыдущего параграфа. Если фактические напряжения меньше допускаемых, допускается дальнейшая эксплуатация такого участка с последующим периодическим ежегодным контролем.

Пример 2

Исходные данные:

Наружный диаметр, Dн=1220 мм;

Номинальная толщина стенки, δн=12мм;

Нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла (предел текучести), R2н=362,6 МПа (сталь 17Г1С);

Рабочее давление, р = 5,4 МПа;

Участок трубопровода III категории.

1. В результате проведенных измерений при отсутствии давления в трубе получили:

Dmax = 1234 мм

Dmin = 1208 мм.

2. Измерения толщины стенки трубы дали результаты:

δ=12 мм.

3. Вычисляем параметр овальности β:

.

4. Вычисляем параметр давления:

.

5. По табл. 1.1 определяем коэффициент условий работы m для трубопровода III категории т=0,9. По табл. 1.2 определяем коэффициент надежности kн.

Для трубопровода диаметром 1220 мм и с внутренним давлением 5,4 МПа его значение принимается равным 1,05. Согласно техническим условиям на трубы принимаем значение предела текучести R2н равным 362,6 МПа.

Вычисляем допускаемые кольцевые напряжения:

 МПа

6. Вычисляем Δ:

 мм

7. Вычисляем кольцевые напряжения:

 Мпа.

 

Для определения уровня кольцевых напряжений можно воспользоваться графиками, приведенными в Приложении 2. На рис 1.5, взятом из Приложения 2, изображены зависимости максимальных кольцевых напряжений от параметра овальности β для труб диаметром 1220 мм. Для нашего случая из точки β=2,13 на горизонтальной оси проводим вертикальную линию до пересечения с прямой β=12 мм. Из точки пересечения проводим горизонтальную линию до вертикальной оси. Точка пересечения с осью напряжений показывает уровень кольцевых напряжений в трубе с данными параметрами: σк=340 МПа.

8. Условие σкц ≤ [σкц] выполняется (340,4<345,3).

Вывод. Допускается дальнейшая эксплуатация участка газопровода с последующим ежегодным контролем геометрии сечения и толщины стенки трубы.

Рис. 1.5. Зависимость максимальных кольцевых напряжений от фактического параметра овальности для участка газопровода диаметром 1220 мм

2. ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ С ПОВЕРХНОСТНЫМИ ПОВРЕЖДЕНИЯМИ

Коррозионно-активный грунт, низкое качество изоляции труб и нарушения в режимах работ ЭХЗ приводят к развитию коррозионных процессов, следствием которых является значительное утонение стенок труб в отдельных местах. Применение современных средств диагностики на действующих газопроводах позволяет обнаруживать такие места "потерь металла". Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации или о необходимости вывода поврежденных участков в ремонт должно опираться на нормативные документы, регламентирующие степень опасности дефектов в зависимости от их геометрических параметров и режима работы газопровода на конкретном участке.

В США с этой целью введен в действие документ ANSI/ASME В31G "Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines" /7/, являющийся дополнением к стандарту ASME В31 по трубопроводам высокого давления и работы в этом направлении продолжаются (в частности, в институте Баттеля /8, 9/). Существующая в России инструкция /10/, хотя и содержит раздел по отбраковке труб с дефектами, однако возможность его практического применения однозначно определена для трубопроводов, срок службы которых не превышает 10 лет. Кроме того, обозначенные в нем области допустимых и недопустимых геометрических параметров дефектов трубопроводов (глубина и длина) носят общий характер и не зависят ни от толщины стенки трубы, ни от ее диаметра, ни от режима работы газопровода.

Настоящий документ, разработанный в ВНИИГАЗе, позволяет оценивать работоспособность участков газопроводов, имеющих обширные коррозионные и эрозионные утонения стенки в прямой зависимости от механических и геометрических характеристик трубы, категории участка, внутреннего давления газа.

2.1 Область применения методики

Настоящая методика применима для труб с утонением стенки, являющимся следствием следующих внутренних и наружных повреждений:

а) местной коррозии пятнами (рис. 2.1);

б) эрозионного износа внутренней поверхности трубы.

При этом длина повреждений вдоль оси трубы не должна превышать половину диаметра трубы.

При общей (сплошной) коррозии, длиной вдоль оси более половины диаметра трубы, допускаемое рабочее давление необходимо назначать, исходя из остаточной толщины стенки трубы, проводя проверку прочности и устойчивости в соответствии с гл.8 СНиП 2.05.06-85 "Магистральные газопроводы".

Рис.2.1 Степка трубы, подверженной коррозии

При небольших осевых линейных размерах повреждений (менее 15δ) для получения менее консервативной оценки необходимо использовать "Рекомендации по оценке несущей способности линейных частей магистральных газопроводов с локальными дефектами", (ВНИИГАЗ).

2.2 Расчетное определение допускаемого утонения стенки газопровода

Уровень кольцевых напряжений в трубе, имеющей обширные коррозионные или эрозионные повреждения, должен удовлетворять условию:

,                                                             (2.1)

где δ - номинальная толщина стенки трубы, мм;

с - фактическое утонение стенки трубы (рис. 2.1), мм;

р - рабочее давление на участке газопровода, МПа;

DВН - внутренний диаметр трубы, мм;

σкц -допускаемые кольцевые напряжения.

Из условия (2.1) величина допускаемого утонения стенки трубы [с] рассчитывается по формуле:

,                                                         (2.2)

где Dн - наружный диаметр трубы, мм.

Так как для газопроводных труб δ << Dн формула (2.2) применима для случаев как внутренней, так и внешней коррозии.

Допускаемые кольцевые напряжения определяются формулой:

.                                                                    (2.3)

В формуле (2.3) коэффициенты m и kн определяются по таблицам /4/, которые приведены в 1-ом разделе.

Значение предела текучести металла R2н определяется по техническим условиям на трубы, либо используя /6/.

Формула (2.2) может быть представлена и другом виде:

,                                           (2.4)

где  - допускаемое относительное утонение стенки трубы.

Фактическое абсолютное с (или относительное ε) утонение стенки должно быть меньше допускаемых: с ≤ |с| (или ε ≤ |ε|).

Пример 1.

Определить максимально допустимую глубину коррозии для участка трубопровода III категории, изготовленного из труб 1220×12 (сталь 17Г1С, R2н = 362,6 МПа) и находящуюся под давлением 5,4 МПа.

1. По формуле (2.3) определяем допускаемые кольцевые напряжения:

 МПа.

2. По формуле (2.2) рассчитываем максимально допустимую глубину коррозии:

 мм,

что составляет 21,7% толщины стенки трубы.

2.3 Расчет допускаемого рабочего давления

Для участков газопроводов, имеющих коррозионные и эрозионные утонения стенок труб в указанных пределах, расчет допускаемого рабочего давления проводится по формуле

,                                                             (2.5)

где с - фактическое утонение стенки;

[σкц] - определяется но формуле (2.3).

Графические зависимости допускаемого давления от степени утонения стенки для некоторых труб представлены в Приложении 4.

Пример 2.

Определить допускаемое рабочее давление для участка газопровода III категории, изготовленного из труб 1020×10 (сталь 17Г1С-У), имеющего коррозионное утонение стенки с = 3 мм.

1. По формуле (2.2) определяем допускаемые кольцевые напряжения:

 МПа.

2. По формуле (2.5) рассчитываем допускаемое рабочее давление:

 МПа.

Таким образом, рабочее давление на данном участке газопровода не должно превышать 5,05 МПа.

2.4 Определение линейных размеров коррозионных повреждений

Наличие повреждений и их линейные размеры определяются по результатам внутритрубной диагностики или другими методами инспекции. На основании полученной информации среди всех дефектов отбираются те, которые имеют величину утонения стенки больше допустимой, рассчитанной по формуле (2.2) или (2.4). Участки газопровода, содержащие такие дефекты, подлежат шурфовке и дополнительному обследованию.

Длина и ширина коррозионных пятен измеряется штангенциркулем или металлической линейкой, глубина повреждений - глубиномером. При этом глубина дефекта определяется по максимальной глубине повреждений. В случае внутренней коррозии или эрозии остаточная толщина стенки трубы измеряется толщиномером.

Результаты заносятся в дефектную ведомость, форма которой представлена табл. 2.1. В графу "Тип дефекта" заносятся сведения о том, где зафиксирована потеря металла - на внутренней или внешней поверхности стенки трубы. В графе "Расположение дефекта" указывается местонахождение дефекта на окружности трубы по направлению потока с точностью до получаса.

Если расстояние между соседними дефектами не превышает 5δ (пять толщин стенки трубы), то эти дефекты должны рассматриваться как одни объединенный дефект (рис. 2.2) с глубиной, равной максимальной глубине одного из дефектов.

Рис.2.2 Объединенный дефект

ВЕДОМОСТЬ
обнаруженных дефектов
(трубопровод:
D= ____ мм, δ= ____ мм, участок ________)

Таблица 2.1

№.

Пикет

Тип дефекта

Расположение дефекта

Расстояние от :

Размеры дефекта

поперечного сварного шва, мм

продольного сварного шва, мм

осевая длина, мм

ширина по окружности, мм

глубина, мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.5 Методика оценки работоспособности участков газопроводов с коррозионными повреждениями стенки трубы

Для определения работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями рекомендуется применять следующий алгоритм (рис. 2.3).

Определение геометрических характеристик трубы (D, δ – по сертификату)

ß

Измерение глубины повреждения с или остаточной толщины стенки δфакт

ß

Измерение длины поверхностного повреждения вдоль оси трубы l.

Если расстояние между соседними дефектами < 5δ, то l – общая длина

ß

ß

ß

l > D/2

D/2 ≥ l ≥ 15δ

l < 15δ

ß

Назначение допускаемого рабочего давления, исходя из остаточной толщины стенки δфакт, проведя проверку прочности и устойчивости в соответствии со СНиП 2.05.06-85

ß

Определение работоспособности в соответствии с «Рекомендациями по оценке несущей способности линейных частей магистральных газопроводов с локальными дефектами»

ß

Определение физико-механических характеристик металла труб



Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: