Расчет остаточного ресурса магистрального нефтепровода по минимальной вероятной толщине стенок труб на основании результатов дефектоскопического контроля
Найти
Определение остаточного ресурса магистрального нефтепровода
Исходные данные
Таблица 6 – Исходные данные
номер плоскости замера Толщина стенки, мм Dн, мм
Фактич толщина δk в точках ном. толщ. δn
1 2 3 4
1 11,8 11,6 11,9 11,7 12 720
2 11,4 11,2 11,5 11 12 720
3 10,9 11,1 11,3 10,8 12 720
4 10,7 10 10,4 10,5 12 720
5 10,1 9,1 10,3 10 12 720
6 9,9 10,5 9,8 11 12 720
7 11,1 11,5 10,8 11,4 12 720
8 9,7 9,6 10,2 10,9 12 720
9 11,9 11,5 11 10,4 12 720
10 9,4 10 9,8 11,1 12 720
Недостающие данные примем из 1 задачи.
Нужно полное решение этой работы?
Решение
Для обеспечения равномерности значений проведенных измерений определяется среднеквадратичное отклонение по формуле:
σ=k=1Nδk-δср2N-1=0,7419
где δk - результаты измерений толщин на k-х участках поверхности;
δср - средняя измеренная толщины;
N - число участков замеров;
Минимальную возможную толщину стенки δmin с учетом неконтролированных участков поверхности определим для доверительной вероятности 95% (вероятность нахождения фактического размера внутри доверительного интервала. В данном случае, это означает, что из 100 размеров – 95 будут δmin) по формуле:
δmin=δср-2∙σ=10,72-2∙0,7419=9,24 мм
Дальнейшая эксплуатация трубопровода допускается при δmin>δотб
Если имеется измеренное значение толщины стенки δkmin, меньшее, чем δmin, то значение δmin принимается значение δkmin, в дальнейших расчетах.
Поскольку 9,1<9,24, то в дальнейших расчетах δmin=9,1 мм
Средняя скорость коррозии стенки трубопровода определяется по формуле
νср=δn-δminτ=12-9,121=0,138 мм/год
где τ – время эксплуатации трубопровода, лет;
δn – номинальная толщина стенки трубы по сертификатам
.
Отбраковочная толщина стенок труб в случае отсутствия вмятин, гофр, и трещиноподобных дефектов с учетом геометрических отклонений, общей неравномерности коррозии, коррозионных язв, и деформационного старения стали может быть определена по характеристикам прочности из условия равновесия кольцевого сечения трубы:
δотб=nPDн2(R1dd+nP)=1,1∙10,5∙0,722(92,95+1,1∙10,5)=0,04 м
где R1dd - расчетное сопротивление по пределу прочности для конкретного участка эксплуатируемого трубопровода, имеющего дефекты;
n – коэффициент надежности по рабочему давлению, принимается равным 1,1;
Р – рабочее давление, МПа;
Dн – наружный диаметр трубопровода, м
R1dd=R1cдb1k1kσ=201,291,2∙1,582∙1∙1,1404=92,95 МПа
где cд – коэффициент деформационного старения стали (cд=1,2);
k1 – коэффициент, устанавливаемый в зависимости от овальности сечения ремонтируемого участка трубопровода (k1=1);
b1 – коэффициент, устанавливаемый в зависимости от характера коррозионного износа стенки трубы и распределения коррозионных язв на стенках труб и наличия царапин, рисок:
b1=WWфk2=0,0048830,003703∙1,2=1,582
W – начальный момент сопротивления сечения трубы, определяется по диаметру и номинальной толщине стенки, м3;
Wф – фактический момент сопротивления дефектного сечения трубы, определяется по диаметру и фактической минимальной толщине стенки, м3
Wф=πDн2δmin4=3,14∙0,722∙0,00914=0,003703 м3
k2 – коэффициент концентрации напряжений на дефектном участке, в работе принимаем равным 1,2
W=πDн2δn4=3,14∙0,722∙0,0124=0,004883 м3
kσ – коэффициент, учитывающий наличие геометрических дефектов сварки и смещения кромок свариваемых труб, вычисляемый по формуле
kσ=1+0,12kσi=1+0,12∙1,17=1,1404
kσi – теоретический коэффициент концентрации напряжений, в работе принимаем равным 1,17
R1 – расчетное сопротивление стали трубы, вычисляемый по формуле
R1=R1н∙mkm∙kn=520∙0,661,55∙1,1=201,29 МПа
где R1н– нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб соответствует минимальному значению временного сопротивления (σвр=520 МПа);
m – коэффициент условий работы (m=0,66 для категории B)
km – коэффициент надежности по материалу (km=1,47 для прочих бесшовных или электросварных труб)
kn– коэффициент надежности по ответственности трубопровода (kn=1,1 для Dн=600-1000 мм)
Ответ
Поскольку δmin<δотб => дальнейшая эксплуатация трубопровода не допускается.