РД 12-411-01. 
Группа А

РД 12-411-01. Группа А
Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ПБ 11-401-01 - Правила безопасности в газовом хозяйстве металлургических и коксохимических предприятий и производств

 

 

 

Сварка ->  Газовое оборудование ->  РД 12-411-01 -> 

 

 

Группа

Марка стали

Минимальные нормативные механические характеристики

Предел текучести , МПа

Временное сопротивление , МПа

Ударная вязкость (КСU), Дж/см

А

Ст3, Ст4

ГОСТ 380,

сталь 20

ГОСТ 1050

216

362

78,4

Б

Ст2

ГОСТ 380,

сталь 10

ГОСТ 1050

196

314

78,4

 

6.4. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла

Снижение пластичности металла труб в результате старения, т.е. зависимость основных механических характеристик (σв, σт,) от времени эксплуатации газопровода можно представить в виде функции, значения которой определяются по формуле:

 

                                                         (4)

 

где α, b, с, е - параметры, отражающие процесс старения, значения которых приведены в таблице 3;

k1 и k2 - поправочные коэффициенты условий эксплуатации.

Значения коэффициентов k1 и k2 для расчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, вычисляются по формулам:

- при изменении данных по температуре

 

                                                               (5)

 

- при изменении данных по давлению

 

                                                                             (6)

где ∆T, °С и ∆Р, МПа - разность среднегодовой температуры грунта Тф на уровне заложения газопровода и действующего давления Рф от базовых значений (20°С и 1,2 МПа): ∆T = Тф - 20°С; ∆Р = Рф - 1,2;

αт, bт, cт - параметры, учитывающие влияние изменения температуры на пластичность принимаются по таблице 3.

 

Определение остаточного срока службы, представленное на рисунках Е1 и Е2 приложения Е, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции пси, формула (4), с интервалом точности +10% в виде двух кривых: пси и пси_1 - верхней границы 10% интервала точности кривой пси в координатах "σmв - время" и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: σтв = 0,9 и σmв = σтфвф.

Значения σтф и σвф получены по данным шурфового контроля согласно п.5.5 в ходе диагностирования.

 

Таблица 3.

 

Параметры для расчета фактических механических свойств металла по пластичности

 

 

Параметры

Величина для стали

Группа А

Группа Б

 

0,4779

0,56251

 

0,0046703

0,005922

 

0,222073

0,237626

 

0,019853

0,019036

 

0,00000783

-0,00000787

 

0,000325

0,000365

 

-0,0000105

-0,0000121

Примечание - Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов  одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.

 

Примеры расчета остаточного срока службы по изменению пластичности металла приведены в приложении Е.

6.5. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла

Снижение трещиностойкости (ударной вязкости) металла труб в результате старения, т.е. зависимость ударной вязкости ан от времени эксплуатации газопровода можно представить в виде:

 

                                                             (7)

 

где: γ, η, μ, l, λ, β - параметры, отражающие процесс старения относительно исходного значения ударной вязкости ано, приведены в таблице 4.

Исходное значение ударной вязкости ано выбирается по данным базового шурфа или по таблице 2.

 

Таблица 4.

 

Параметры, необходимые для определения ударной вязкости

 

Параметр

Группа А

Группа Б

-0,002932

-0,0046572

0,0127966

0,0423572

 

-0,020738

-0,0623067

 

1,025088

0,9989

 

0,0001435

0,001612

 

0,0000000056

0,0000000053

n

0,015

-0,015

u

0,0121

0,0057

m

-0,9

-1

Примечание - Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.

 

При эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, расчетные значения ударной вязкости изменяются на величину поправочных коэффициентов К3 и К4, которые определяются по формулам:

- при отличии температуры Тф от базовой (Тф неравно 20°С)

 

                                                                      (8)

 

- и при отличии давления от базового Р неравно 1,2 МПа (для СУ Г-1,6 МПа)

 

                                                                                   (9)

 

где nт, mт, uт - параметры, учитывающие влияние изменения температуры на ударную вязкость (приведены в таблице 4).

И тогда

 

                                                                               (10)

 

где анф - фактическая величина ударной вязкости материала в точке замера, Дж/см2.

Определение остаточного срока службы, представленное на рисунках Е3 и Е4 приложения Е, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции ан (7) с интервалом точности (-10%) в виде двух кривых: ан (7) и а1- нижней границы 10%-ного интервала точности кривой ан в координатах "ударная вязкость - время" и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: ан = 30 Дж/см2; ан = анф. Значение анф. получено по данным шурфового контроля согласно 6.5 в ходе диагностирования.

Пусть tкp - абсцисса точки пересечения кривой а1 с прямой ан = 30 Дж/см2. Определяем точку пересечения прямых t = tф и ан = анф. В случае, когда указанная точка попадает в интервал точности функции (7) или в область над кривой ан разность tкр - tф, дает искомую величину остаточного срока службы tост = tкр - tф. Если же полученная точка окажется за пределами интервала точности (в области под кривой а1), следует уточнить параметры таблицы 4, используемых в функции (7) или вместо tф использовать для расчета условно-фактическое время эксплуатации газопровода tуф, равное абсциссе точки пересечения кривой а1 с прямой ан = анф В этом случае tост = tкр - tуф.

 

Пример расчета остаточного срока службы по изменению ударной вязкости металла приведен в приложении Е.

6.6. Расчет остаточного срока службы газопровода по величине НДС при действии фронтальной (общей) коррозии металла

Остаточный срок службы tост с учетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид

 

                                                   (11)

 

где t - максимальное время до разрушения ненапряженного элемента

0 - конструкции (газопровода) в годах, определяемое по формуле:

 

                                                                           (12)

 

σкцф - фактически действующие кольцевые напряжения в МПа, с учетом утонения стенки трубы при сплошной коррозии вычисляются по формуле:

 

                                                                               (13)

 

D - наружный диаметр газопровода в мм;

σкцф - начальное кольцевое напряжение в МПа, определяемое по формуле:

 

                                                                            (14)

 

где

h0  - толщина стенки трубы в начале эксплуатации в мм;

Vк - средняя скорость коррозии в мм/год, определяемая или по формуле:

 

                                                                                      (15)

hт - толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта) в мм;

σкцр - допускаемое рабочее кольцевое напряжение в МПа;

 

Кn - константа рабочей среды в Мпа(-1), определяемая по формуле:

 

                                                                                           (16)

 

 

где V - мольный объем стали, равный 7,0 см /моль;

Дж

 R - универсальная газовая постоянная, равная 8,31 ——————;

моль x К

 Т - температура Тф (К), при 20°С = 293К.

 

Пример расчета остаточного срока службы при действии фронтальной коррозии приведен в приложении Е.

6.7. Расчет остаточного срока службы газопровода при наличии язвенной (питтинговой) коррозии металла

Повреждения труб в виде коррозионных язв (питтингов), приводят к неравномерному распределению напряжений в стенке газопровода, увеличивая их в местах наиболее глубоких повреждений.

 

Остаточный срок службы с учетом язвенной (питтинговой) коррозии и действующих напряжений определяется по формуле:

 

                                        (17)

 

где

hдеф - критическая глубина дефекта при действующем уровне напряжений в мм;

hтр - глубина дефекта в зоне максимальных повреждений в мм;

Vк1 - скорость коррозии, вычисляемая по формуле (15) и скорости роста дефекта в плоскости трубы

V деф = d /t .

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге