ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Примеры расчетов по номограммам допускаемых размеров дефектов из "Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами" Настоящие методические рекомендации предназначены для расчета степени опасности коррозионных повреждений, выявленных как по результатам внутритрубной дефектоскопии (для всего массива дефектов), так и по отдельным дефектам. В связи с этим введена двухуровневая автоматизированная программная оценка степени опасности дефектов. [c.37] На первом уровне производится общая оценка опасности всех выявленных коррозионных дефектов и каверн на данном участке трубопровода с помощью специализированной программы расчета первого уровня и базы данных, представленной на компакт-диске (входит в комплект полного отчета по внутритрубной диагностике). [c.37] Программой выполняется расчет и классификация дефектов по степени опасности. Выдается систематизированное представление данных об опасности коррозионных повреждений в зависимости от трехмерных размеров, информация о распределении дефектов и уровне их опасности по длине участка, а также рекомендации по снижению, при необходимости, рабочего давления в трубопроводе. [c.37] Измеренные фактические данные состояния дефекта по П7.3 вносятся в расчетную программу второго уровня оценки опасности дефекта. [c.38] Программа представляет уточненную оценку степени опасности вскрытого дефекта, определяет живучесть дефекта, назначает период времени для проведения ремонта, рекомендует величину безопасного при эксплуатации рабочего давления и способ проведения ремонта — вырезка катушки, трубы, установка металлической муфты, композитной муфты, заливка дефекта композитным материалом. [c.38] По результатам внутритрубного обследования на участке трубопровода диаметр — 1420 мм, рабочее (нормативное) давление — 7.4 МПа, толщина стенки — 15.7 мм выявлено коррозионное повреждение длина — 320 мм, ширина — 280 мм, глубина — до 4 мм. [c.38] По формуле (П6.1) приведенная длина Z = 3.03 в ширину дефект занимает угол = 23° относительная глубина Я = 25.5 %. [c.38] По рис. П6.3. (ширина дефектов от 15 до 30°) определяем, что рассматриваемый дефект лежит чуть ниже кривой 2, соответствующей проектной прочности трубы, т. е. расчетное предельное давление р . На момент обследования дефект можно считать не опасным. [c.38] При скорости коррозии 1 мм/год через 2.6 года рассматриваемый дефект достигнет глубины 6.6 мм (42 % от толщины стенки) и на графике (рис. П6.3) попадет на кривую (ррасч Ро2 = Ю.7 МПа, = 10.7 / 7.4 = 1.45). После этого момента дефект следует считать опасным (при проведении испытаний возможно разрушение по этому дефекту). [c.38] На участке газопровода диаметром 1020 мм (рабочее давление — 5.4 МПа) из стали 17Г1С ( То2 = 360 МПа, Ств = 470 МПа) при толщине стенки 14 мм (категория В) обнаружены глубокие (до 50 %) одиночные язвы 20 х 20 мм. [c.38] По рис. П6.1. определяем, что прочность трубы с такими дефектами не ниже предусмотренной проектом. [c.38] При глубине 68 % (через 2.5 года при скорости коррозии 1 мм/год) прочность окажется ниже проектной. Опасными такие дефекты станут через 4.6 года при росте до глубины 83 %. [c.39] Приведенная длина — 4.73, щирина дефекта — 45°. [c.39] Анализ с помощью рис. П6.4 показывает, что при скорости коррозии на неизолированном участке 1 мм/год через 2 года (при глубине 14.7 %) прочность трубы окажется ниже проектной, а через 4 года (29 %) дефект станет опасным. [c.39] Вернуться к основной статье