Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow ВРД 39-1.10-004-99 Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопр  
24.09.2018
    
ВРД 39-1.10-004-99 Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопр

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКЕ СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С КОРРОЗИОННЫМИ ДЕФЕКТАМИ, ИХ РАНЖИРОВАНИЯ ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

ВРД 39-1.10-004-99

МОСКВА 2000

 

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКЕ СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С КОРРОЗИОННЫМИ ДЕФЕКТАМИ, ИХ РАНЖИРОВАНИЯ ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

ВРД 39-1.10-004-99

ОАО «ГАЗПРОМ»

Производственное объединение
«СПЕЦНЕФТЕГАЗ»

Информационно-рекламный центр газовой промышленности
(ИРЦ Газпром)

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                            Производственным объединением «Спецнефтегаз».

ВНЕСЕН                                     Управлением проектирования и экспертизы ОАО «Газпром».

УТВЕРЖДЕН                             Членом Правления ОАО «Газпром» Б. В. Будзуляком 29 марта 1999г

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ            Приказом ОАО «Газпром» от 15 февраля 2000 г. № 25 с 5 марта 2000 г сроком на три года.

СОГЛАСОВАН                          Федеральным горным и промышленным надзором России от 16 ноября 1999 г. № 10-03/724, Управлением науки, новой техники и экологии, Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром».

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

 TOC o "2-3" h z "Заголовок 1;1" 1. Общие положения. 2 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700310037000000

2. Схематизация нагрузок. 3 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700310038000000

3. Схематизация дефектов. 4 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700310039000000

4. Расчет напряженно-деформированного состояния в области повреждений. 6 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700320030000000

5. Предельные состояния. 10 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700320031000000

6. Прогнозирование развития дефекта. 11 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700320032000000

7. Порядок проведения расчета. 12 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700320033000000

Приложение 1. Методика прямых измерений напряжений, действующих в стенке трубопровода. 13 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700320034000000

Приложение 2. Параметры напряженно-деформированного состояния. 15 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700320035000000

Приложение 3. Концентрация напряжений в трубе с поверхностными дефектами. 19 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700320036000000

Приложение 4. Определение напряженно-деформированного состояния у вершины трещины методом локальных деформаций. 21 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700320037000000

Приложение 5. Критерии предельного состояния металла. 22 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700320038000000

Приложение 6. Номограммы допускаемых размеров дефектов. 24 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700320039000000

Приложение 7. Порядок проведения работ по двухуровневой оценке опасности коррозионных дефектов. 27 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700330030000000

Приложение 8. Примеры расчетов по номограммам допускаемых размеров дефектов. 27 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700330031000000

Приложение 9. Пример расчета количественной оценки опасности дефектов с помощью специализированной программы.. 28 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700330032000000

Литература. 36 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700330033000000

Основные обозначения. 36 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300340032003700330034000000

ВВЕДЕНИЕ

«Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса» устанавливают правила и порядок проведения расчета степени опасности коррозионных повреждений труб магистральных трубопроводов в зависимости от размеров дефектов и действующих напряжений.

Методические рекомендации предназначены для предприятий газовой промышленности и организаций, осуществляющих диагностический контроль и экспертизу технического состояния трубопроводов.

Методические рекомендации разработаны в Управлении диагностики и ремонта ПО «Спецнефтегаз» (к. т. н. Мирошниченко Б. И., к. т. н. Аладинский В. В., к. т. н. Маханев В. О., к. т. н. Мельников В. Л.).

ВРД 39-1.10-004-99

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

Методические рекомендации
по количественной оценке состояния магистральных газопроводов
с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности
и определению остаточного ресурса

Дата введения 2000-03-05

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Методика распространяется на линейные участки магистральных трубопроводов условным диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением до 10 МПа, работающих в условиях статического нагружения и подверженных коррозионному воздействию внешней среды или транспортируемого продукта.

1.2. Методика содержит правила контрольного расчета и оценки остаточного ресурса участков трубопроводов с концентраторами напряжений в виде поверхностных коррозионных повреждений.

1.3. В методике принимается, что коррозионные дефекты могут как стабильно существовать, так и подрастать во времени.

1.4. Дефекты коррозионного происхождения подразделяются на следующие виды:

1.4.1. Общая коррозия - характеризуется квазиравномерной глубиной и значительной площадью поражения.

1.4.2. Язвенная коррозия - коррозия, локализованная на небольшой площади, но имеющая значительную глубину проникновения по толщине стенки труб.

1.4.3. Совмещение общей и язвенной коррозии - на фоне общей коррозии образование одной или множества «язвин» (наиболее распространенный тип коррозии).

1.4.4. Ручейковая коррозия - коррозия канавочного типа, образуется вдоль продольных и кольцевых швов, а также в местах расхождения стыков изоляционного покрытия труб.

1.5. Рассматриваются следующие состояния дефектов по степени их опасности (классы опасности):

1.5.1. Закритический дефект - дефект, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода недопустима.

1.5.2. Критический дефект - дефект является допустимым только при создании до ремонта особых условий эксплуатации газопровода: снижение действующих нагрузок и ведение постоянного контроля за параметрами и состоянием дефекта методами наружной и внутритрубной дефектоскопии.

1.5.3. Докритический дефект - допустимый дефект при условии периодического контроля методами наружной и внутритрубной дефектоскопии.

1.5.4. Незначительный дефект - дефект, не оказывающий существенного влияния на надежность и долговечность эксплуатации газопровода; производится фиксация дефекта для последующих сравнений с результатами плановых обследований.

1.6. Основная цель методики - количественная оценка состояния дефектов и ранжирование их по степени опасности в соответствии с п. 1.5.

1.7. По результатам расчета данной методики производится принятие решений о следующих мероприятиях:

- экстренная остановка эксплуатации газопровода;

- проведение экстренного ремонта;

- назначение срока ремонта;

- снижение рабочего давления в газопроводе до заданной величины, определяемой расчетами, приведенными в методике;

- назначение методов контроля за дефектом и его периодичности.

1.8. Методика не предназначена для проектных расчетов, так как она рассматривает те виды повреждений, которые не должны возникать при высококачественном ведении технологических процессов изготовления и контроля качества трубопроводов.

1.9. Уровни действующих нагрузок на участке газопровода с дефектами в каждом конкретном сечении труб определяются исходя из следующих приоритетов:

- прямые измерения действующих напряжений в зоне дефекта (производится по специальной методике и средствами, приведенными в Приложении 1);

- прямые измерения рабочего давления, произведенные внутритрубным снарядом-дефектоскопом, с последующим пересчетом напряженного состояния;

- расчетные значения рабочего давления по длине газопровода по данным диспетчерских служб;

- расчетные значения рабочего давления по длине газопровода в соответствии с нормативными документами [1].

1.10. При проведении расчетов напряженно-деформированного состояния используются фактические данные о размерах трубы (диаметр и толщина стенки), размерах дефектов (длина, ширина, глубина), взаимном расположении дефектов и данные о механических свойствах, указанные в технических условиях на поставку труб, сертификационных документах или полученные экспериментально неразрушающими методами.

1.11. Коэффициенты запаса прочности, используемые в методике, назначаются как в соответствии с нормативными документами [1], так и на основании экспериментальных данных, полученных при натурных испытаниях труб и трубных секций.

1.12. Методика нормативно регламентируется для использования как временный документ, сроком на три года, по истечении которого будет произведено уточнение расчетных уравнений на основании статистической обработки накопленной базы данных.

1.13. Методика реализована в виде программного комплекса для ПК, рекомендованного к использованию при расчетах.

2. СХЕМАТИЗАЦИЯ НАГРУЗОК

2.1. Расчеты по настоящей методике основываются на общепринятой схеме нагружения труб внутренним давлением (плоское напряженное и объемное деформированное состояние в стенке трубы).

2.2. В расчетах используются номинальные значения кольцевых sкц и продольных sпр напряжений. В цилиндрической системе координат, связанной с осью трубы, напряжения обозначаются sqном = sкц, szном = sпр. Радиальное напряжение srном принимается равным нулю.

2.3. Номинальные напряжения рассчитываются по значениям действующих на рассматриваемом участке трубопровода рабочего давления р, продольной силы Pпр, изгибающего момента Mпр:

,                                                 (2.1)

,                                        (2.2)

,                                                        (2.3)

где D и d - фактические значения внутреннего диаметра и толщины стенки трубопровода.

2.4. При известном значении давления р и неизвестных Pпр и Mпр кольцевое напряжение определяется по (2.1), а продольное принимается равным половине кольцевого:

.     (2.4)

2.5. Если величины давления р, продольной силы Pпр, изгибающего момента Mпр неизвестны, то кольцевое напряжение sкц задается по расчетному сопротивлению, которое определяется по [1] в зависимости от материала, условий работы, назначения трубопровода. В соответствии с [1] расчетное сопротивление R1 *) по условию прочности:

*) В п. 2.5 используются обозначения, принятые в СНиП 2.05.06-85* [1]. Далее по тексту буквами т, R, k обозначены другие величины.

,                                                                  (2.5)

расчетное сопротивление R2 по условию деформативности:

,                                                                (2.6)

где ,  - нормативные пределы прочности и текучести, т - коэффициент условий работы,  - коэффициент надежности по материалу труб,  - коэффициент надежности по назначению трубопровода. Кольцевое напряжение принимается равным меньшему из R1, R2; продольное - равным половине кольцевого (2.4).

2.6. Для случая непосредственного измерения напряжений на участке трубопровода и в зоне дефекта в Приложении 1 приведена схема проведения измерений и последующего использования данных о напряжениях в расчетах.

3. СХЕМАТИЗАЦИЯ ДЕФЕКТОВ

3.1. Исходными данными для схематизации дефектов являются результаты внутритрубной диагностики, непосредственных измерений или других неразрушающих способов контроля, получаемые по установленным методикам.

3.2. Поверхностный дефект в трубе с наружным диаметром Dн и толщиной стенки d представляется выемкой (рис. 3.1), глубиной Н, длиной L вдоль оси трубы и угловым размером Q в кольцевом направлении (ширина дефекта W равна QDн/2), под действием кольцевых (sqном, и продольных szном напряжений. Значения глубины Н, длины L, ширины W принимаются равными соответствующим наибольшим размерам дефекта.

Рис. 3.1. Схематизация поверхностных дефектов

3.3. Дефект, представляющий собой явно выраженное одиночное глубокое повреждение («язва») на фоне общей коррозии - «совмещенный», заменяется двумя выемками (одна в другой) с размерами Н1, L1, W1 и H2,. L2, W2 (рис. 3.2).

3.3.1. Больший дефект с размерами Н1, L1, W1  рассматривается независимо.

3.3.2. Меньший дефект рассматривается как выемка с размерами H2,. L2, W2 в трубе с уменьшенной толщиной стенки d2:

                                                              (3.1)

и под действием увеличенных кольцевых sq1 и продольных sz1 напряжений (sq1 и sz1 - напряжения, вычисленные для дефекта 1 в соответствии с п. 4 с учетом возможного упруго-пластического деформирования).

Рис. 3.2. Схематизация «совмещенных» дефектов

3.3.3. Данная схематизация применяется, если размеры L2 и W2 - не превышают меньшее из значений: 2d, 0.2L1, 0.2W1. В противном случае проводится схематизация по п. 3.2 (глубина дефекта принимается равной наибольшей глубине ).

3.3.4. Для нескольких близкорасположенных «язв» предварительно проводится анализ необходимости их объединения по п. 3.4.

3.4. Два или несколько дефектов, расположенных близко друг от друга, рассматриваются как одиночный дефект большего размера.

3.4.1. Пусть в результате схематизации двух дефектов как одиночных (п. 3.2, п. 3.3.2) они имеют размеры L1, W1 и L2, W2. Расстояние eвл, на котором эти дефекты начнут влиять на напряженно-деформированные состояния друг друга равно

                                  (3.2)

Если расстояние е между дефектами не превышает евл:

                                                             (3.3)

то дефекты объединяются и рассматриваются как одиночный дефект с размерами H, L и W в продольном и окружном направлениях (рис. 3.3). Глубина H объединенного дефекта принимается равной наибольшей из .

Рис. 3.3. Схематизация близкорасположенных дефектов

3.4.2. Несколько близкорасположенных дефектов последовательно рассматриваются парами в соответствии с п. 3.4.1.

3.4.3. В процессе роста дефектов (п. 6) их размеры и взаимное расположение изменяются. В этом случае повторяется процедура проверки по п. 3.4.1 с объединением дефектов при необходимости.

3.5. Узкие дефекты при  мм или  мм представляются в виде поверхностных трещин, ориентированных в продольном (длиной L, глубиной H) или кольцевом (длиной W, глубиной Н) направлении, под действием кольцевых sqном или продольных szном напряжений.

3.6. Сквозные дефекты заменяются продольной трещиной длиной  под действием кольцевых напряжений sqном или окружной трещиной, имеющей длину , под действием продольных szном напряжений. При образовании сквозного дефекта от внутренней выемки комбинированного дефекта (п. 3.4) используются размеры  или , уменьшенная толщина стенки d2 и увеличенные напряжения sq1, sz1.

4. РАСЧЕТ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ В ОБЛАСТИ ПОВРЕЖДЕНИЙ

4.1. Анализ напряженно-деформированного состояния в зоне дефекта проводится с учетом возможного упруго-пластического деформирования. Для основных параметров напряженно-деформированного состояния используются следующие соотношения (Приложение 2).

4.1.1. Интенсивности напряжений и деформаций определяются по формулам:

                               (4.1)

Связь между интенсивностями напряжений и деформаций принимается в виде степенной диаграммы деформирования:

 при si £ sт (ei £ eт)

(4.2)

 при si £ sт (ei £ eт)

где sт - предел текучести,  - интенсивность деформаций, соответствующая пределу текучести, m - модуль сдвига, т - коэффициент деформационного упрочнения.

В соответствии с деформационной теорией пластичности [2] вводятся следующие уравнения, связывающие между собой компоненты деформаций и напряжений:

                               (4.3а)

или

                              (4.3б)

где k - модуль объемного расширения, mp - упруго-пластический модуль сдвига:

                                                           (4.4а)

Упруго-пластический модуль сдвига mp в случае степенной диаграммы деформирования (4.2), равен

mp = m при si £ sт (ei £ eт)

(4.4б)

 при si ³ sт (ei ³ eт).

Помимо интенсивностей и компонентов деформаций и напряжений (4.1), (4.3) в расчетах используется объемная деформация e0:

                                                       (4.5)

наибольшая деформация удлинения e1:

,                                                   (4.6)

угол подобия девиатора деформаций je:

                                                  (4.7)

4.1.2. В области, содержащей дефект, напряжения и деформации повышаются относительно номинальных. Количественно это оценивается коэффициентами концентрации напряжений  и деформаций . При упругом деформировании  При упруго-пластическом деформировании коэффициент концентрации напряжений as уменьшается, а коэффициент концентрации деформаций ae увеличивается по сравнению с упругим ae.

4.1.3. Для локализованных концентраторов (размеры дефектов сопоставимы с толщиной стенки трубы d), в то время как asи ae изменяются при деформировании в упруго-пластической области, произведение asae по формуле Нейбера [3] остается постоянным и равным :

                                                                 (4.8)

Используя (4.2) и (4.8), можно определить «Нейберовские» коэффициенты концентрации напряжений и деформаций во всем диапазоне нагрузок:

 при si ном £ sт, si £ sт                                                     (4.9а)

 при si ном £ sт, si £ sт                               (4.96)

 при si ном £ sт, si £ sт                                                    (4.9в)

4.1.4. В общем случае коэффициенты концентрации напряжений и деформаций as, ae не равны asN, aeN , зависят от соотношений между размерами дефекта и трубы и соответствующим образом корректируются.

4.1.5. Для дефектов, имеющих в плане значительную площадь, в расчетах учитывается изменение размеров трубы и дефекта (увеличение диаметра, уменьшение толщины стенки), происходящее в процессе нагружения и ведущее к повышению фактически действующих в зоне дефекта напряжений.

4.2. Для поверхностных повреждений (рис. 3.1) расчет напряженно-деформированного состояния проводится по следующим уравнениям.

4.2.1. Условно-упругие компоненты напряжений рассчитываются в зависимости от размеров дефекта по формулам (Приложение 3):

                          (4.10а)

где

, , , ,                       (4.10б)

причем, размеры трубы и дефекта корректируются с учетом деформирования:

                   (4.10в)

4.2.2. Интенсивность номинальных siном и местных упругих sie напряжений определяются в соответствии с (4.1), а упругий коэффициент концентрации ae:

                                                                          (4.11)

4.2.3. По формулам (4.9) рассчитывается коэффициент концентрации asN.

4.2.4. Упруго-пластические компоненты напряжений в зоне дефекта равны:

                                      (4.12а)

где

                                             (4.12б)

4.2.5. Компоненты деформаций eqном, ezном, erном и eq, ez, er, входящие в уравнения (4.10)-(4.12), связаны соотношениями (4.3) с соответствующими напряжениями sqном, szном, srном и sq, sz, sr. Таким образом, уравнения (4.10)-(4.12), с учетом (4.1)-(4.4) и (4.9), представляют собой систему нелинейных алгебраических уравнений относительно неизвестных напряжений sq, sz, sr и деформаций eq, ez, er, возникающих в зоне дефекта при приложении к трубе номинальных напряжений sqном, szном, srном.

'>

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

 
< Пред.   След. >
Полезное: