Определение расчетного давления разрушения трубы срок эксплуатации газопровода

Связь расчётного давления разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта имеет вид:
Pn=σ∙δRδ-Kntmaxδ-KntmaxMn-1=394,25∙12,5497,512,5-0,7∙1,212,5-0,7∙1,2∙1,08-1=9,86 МПа
где Pn – расчётное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, МПа (кгс/см2);
σ – напряжение течения, принимаемое по таблице 3:
Таблица 3 – Напряжение течения σ, МПа
Время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока τσ, годы Напряжение течения σ, МПа
Менее 15 0,95*((σ0,2+σвр)/2)
σ=0,95((490+340)/2)=394,25 МПа
σ0,2 – нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см2);
σвр – нормативный предел прочности трубной стали, МПа (кгс/см2);
τσ – время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока, годы;
τэкс – время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;
τр – рассчитываемый срок (срок измерения параметров дефекта для его классификации, предварительный срок безопасной эксплуатации дефектной трубы, срок контрольного измерения параметров дефекта или срок безопасной эксплуатации дефектной трубы), годы (τσ = τэкс + τр; τр=10-5=5 лет);
δ – толщина стенки трубы, мм;
R – внутренний радиус трубы, мм; R = Dн /2 – δ=1020/2-12,5=497,5 мм;
Dн – наружный диаметр трубы, мм ;
Кп – коэффициент, учитывающий конфигурацию стресс-коррозионных дефектов, принимаемый равным 0,7;
tmax – максимальная глубина стресс-коррозионного дефекта, мм;
Мп – коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины Ln;
Mn=1+1,32Ln/22R∙δ=1+1,3254,9/22497,5∙12,5=1,08
где Ln – оценка полной длины продольной проекции стресс-коррозионного дефекта;
Ln=Lизм+Кдопtn=9+153·0,3=54,9 мм
Lизм – измеренная длина дефекта, мм;
tn – порог чувствительности прибора, мм;
Кдоп – коэффициент, определённый по статистическим данным о конфигурации стресс-коррозионных дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице 4