Расчет остаточного ресурса магистрального нефтепровода по минимальной вероятной толщине стенок труб на основании результатов дефектоскопического контроля

Для обеспечения равномерности значений проведенных измерений определяется среднеквадратичное отклонение по формуле:
σ=k=1Nδk-δср2N-1
σ=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
δmin=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
νср=12-9,115=0,193 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)
δотб=1,1∙9,8∙0,722(149,03+1,1∙9,8)=0,024 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
R1dd=317,971,2∙1,559∙1∙1,1404=149,03 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
b1=0,0048830,003759∙1,2=1,559
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
Wф=3,14∙0,722∙0,00924=0,003759 м3
k2 – коэффициент концентрации напряжений на дефектном участке, в работе принимаем равным 1,2
W=πDн2δn4
W=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
kσ=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
R1=690∙0,8251,55∙1,155=317,97 МПа
где R1н– нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб соответствует минимальному значению временного сопротивления (σвр=690 МПа);
m – коэффициент условий работы (m=0,825 для категории I)
km – коэффициент надежности по материалу (km=1,55 для прочих бесшовных или электросварных труб)
kn– коэффициент надежности по ответственности трубопровода (kn=1,155 для Dн=1400 мм)
Ответ
δmin<δотб (9,1 мм<24 мм)=>дальнейшая эксплуатация трубопровода не допускается.