ВРД 39-1.10-004-99. 
ВРД 39-1.10-004-99

ВРД 39-1.10-004-99. ВРД 39-1.10-004-99
Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса

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

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
РД 24.030.101-88 - Методические указания. Общие требования к изготовлению стальных сварных сосудов

 

 

 

Сварка ->  Нефтегазодобывающее оборудование ->  ВРД 39-1.10-004-99 -> 

 

 

ВРД 39-1.10-004-99

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКЕ СОСТОЯНИЯ

МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

С КОРРОЗИОННЫМИ ДЕФЕКТАМИ,

ИХ РАНЖИРОВАНИЯ ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ

И ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

 

 

Дата введения 2000-03-05

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Общие положения

2. Схематизация нагрузок

3. Схематизация дефектов

4. Расчет напряженно-деформированного состояния в области повреждений

5. Предельные состояния

6. Прогнозирование развития дефекта

7. Порядок проведения расчета

Приложение 1. Методика прямых измерений напряжений, действующих в стенке трубопровода

Приложение 2. Параметры напряженно-деформированного состояния

Приложение 3. Концентрация напряжений в трубе с поверхностными дефектами

Приложение 4. Определение напряженно-деформированного состояния у вершины трещины методом локальных деформаций

Приложение 5. Критерии предельного состояния металла

Приложение 6. Номограммы допускаемых размеров дефектов

Приложение 7. Порядок проведения работ по двухуровневой оценке опасности коррозионных дефектов

Приложение 8. Примеры расчетов по номограммам допускаемых размеров дефектов

Приложение 9. Пример расчета количественной оценки опасности дефектов с помощью специализированной программы

Литература

Основные обозначения

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

"Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса" устанавливают правила и порядок проведения расчета степени опасности коррозионных повреждений труб магистральных трубопроводов в зависимости от размеров дефектов и действующих напряжений.

Методические рекомендации предназначены для предприятий газовой промышленности и организаций, осуществляющих диагностический контроль и экспертизу технического состояния трубопроводов.

 

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Методика распространяется на линейные участки магистральных трубопроводов условным диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением до 10 МПа, работающих в условиях статического нагружения и подверженных коррозионному воздействию внешней среды или транспортируемого продукта.

1.2. Методика содержит правила контрольного расчета и оценки остаточного ресурса участков трубопроводов с концентраторами напряжений в виде поверхностных коррозионных повреждений. 

1.3. В методике принимается, что коррозионные дефекты могут как стабильно существовать, так и подрастать во времени.

1.4. Дефекты коррозионного происхождения подразделяются на следующие виды:

1.4.1. Общая коррозия - характеризуется квазиравномерной глубиной и значительной площадью поражения.

1.4.2. Язвенная коррозия - коррозия, локализованная на небольшой площади, но имеющая значительную глубину проникновения по толщине стенки труб.

1.4.3. Совмещение общей и язвенной коррозии - на фоне общей коррозии образование одной или множества "язвин" (наиболее распространенный тип коррозии).

1.4.4. Ручейковая коррозия - коррозия канавочного типа, образуется вдоль продольных и кольцевых швов, а также в местах расхождения стыков изоляционного покрытия труб.

1.5. Рассматриваются следующие состояния дефектов по степени их опасности (классы опасности):

1.5.1. Закритический дефект - дефект, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода недопустима.

1.5.2. Критический дефект - дефект является допустимым только при создании до ремонта особых условий эксплуатации газопровода: снижение действующих нагрузок и ведение постоянного контроля за параметрами и состоянием дефекта методами наружной и внутритрубной дефектоскопии.

1.5.3. До критический дефект - допустимый дефект при условии периодического контроля методами наружной и внутритрубной дефектоскопии.

1.5.4. Незначительный дефект - дефект, не оказывающий существенного влияния на надежность и долговечность эксплуатации газопровода; производится фиксация дефекта для последующих сравнений с результатами плановых обследований.

1.6. Основная цель методики - количественная оценка состояния дефектов и ранжирование их по степени опасности в соответствии с п.1.5.

1.7. По результатам расчета данной методики производится принятие решений о следующих мероприятиях:

– экстренная остановка эксплуатации газопровода;

– проведение экстренного ремонта;

– назначение срока ремонта;

– снижение рабочего давления в газопроводе до заданной величины, определяемой расчетами, приведенными в методике;

– назначение методов контроля за дефектом и его периодичности.

1.8. Методика не предназначена для проектных расчетов, так как она рассматривает те виды повреждений, которые не должны возникать при высококачественном ведении технологических процессов изготовления и контроля качества трубопроводов.

1.9. Уровни действующих нагрузок на участке газопровода с дефектами в каждом конкретном сечении труб определяются исходя из следующих приоритетов:

– прямые измерения действующих напряжений в зоне дефекта (производится по специальной методике и средствами, приведенными в Приложении 1);

– прямые измерения рабочего давления, произведенные внутритрубным снарядом-дефектоскопом, с последующим пересчетом напряженного состояния;

– расчетные значения рабочего давления по длине газопровода по данным диспетчерских служб;

– расчетные значения рабочего давления по длине газопровода в соответствии с нормативными документами [1].

1.10. При проведении расчетов напряженно-деформированного состояния используются фактические данные о размерах трубы (диаметр и толщина стенки), размерах дефектов (длина, ширина, глубина), взаимном расположении дефектов и данные о механических свойствах, указанные в технических условиях на поставку труб, сертификационных документах или полученные экспериментально неразрушающими методами.

1.11. Коэффициенты запаса прочности, используемые в методике, назначаются как в соответствии с нормативными документами [1], так и на основании экспериментальных данных, полученных при натурных испытаниях труб и трубных секций.

1.12. Методика нормативно регламентируется для использования как временный документ, сроком на три года, по истечении которого будет произведено уточнение расчетных уравнений на основании статистической обработки накопленной базы данных.

1.13. Методика реализована в виде программного комплекса для ПК, рекомендованного к использованию при расчетах.

 

2. СХЕМАТИЗАЦИЯ НАГРУЗОК

 

2.1. Расчеты по настоящей методике основываются на общепринятой схеме нагружения труб внутренним давлением (плоское напряженное и объемное деформированное состояние в стенке трубы).

2.2. В расчетах используются номинальные значения кольцевых sКЦ и продольных sПР  напряжений. В цилиндрической системе координат, связанной с осью трубы, напряжения обозначаются sqНОМ = sКЦ, sZНОМ = sПР. Радиальное напряжение sRНОМ принимается равным нулю.

2.3. Номинальные напряжения рассчитываются по значениям действующих на рассматриваемом участке трубопровода рабочего давления р продольной силы РПР, изгибающего момента МПР:

 

,                                                         (2.1)

,                                                       (2.2)

,                                                          (2.3)

где D и d - фактические значения внутреннего диаметра и толщины стенки трубопровода.

2.4. При известном значении давления р и неизвестных РПР и МПР кольцевое напряжение определяется по (2.1), а продольное принимается равным половине кольцевого:

 

.                                                     (2.4)

2.5. Если величины давления р, продольной силы РПР, изгибающего момента МПР неизвестны, то кольцевое напряжение sКЦ задается по расчетному сопротивлению, которое определяется по [1] в зависимости от материала, условий работы, назначения трубопровода. В соответствии с [1] расчетное сопротивление  по условию прочности:

 

,                                                       (2.5)

____________

*) В п. 2.5 используются обозначения, принятые в СНиП 2.05.06-85* [1]. Далее по тексту буквами m, R, k обозначены другие величины.

 

расчетное сопротивление R2 по условию деформативности:

,                                                          (2.6)

 

где         ,  - нормативные пределы прочности и текучести,

m - коэффициент условий работы,

k1 - коэффициент надежности по материалу труб,

kH - коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Кольцевое напряжение принимается равным меньшему из R1, R2; продольное - равным половине кольцевого (2.4).

2.6. Для случая непосредственного измерения напряжений на участке трубопровода и в зоне дефекта в Приложении 1 приведена схема проведения измерений и последующего использования данных о напряжениях в расчетах.

 

 

3. СХЕМАТИЗАЦИЯ ДЕФЕКТОВ

 

3.1. Исходными данными для схематизации дефектов являются результаты внутритрубной диагностики, непосредственных измерений или других неразрушающих способов контроля, получаемые по установленным методикам.

3.2. Поверхностный дефект в трубе с наружным диаметром DH и толщиной стенки d представляется выемкой (рис. 3.1), глубиной H, длиной L вдоль оси трубы и угловым размером Q в кольцевом направлении (ширина дефекта W равна QDH/2), под действием кольцевых sqНОМ и продольных sZНОМ напряжений. Значения глубины H, длины L, ширины W принимаются равными соответствующим наибольшим размерам дефекта.

 

Рис. 3.1. Схематизация поверхностных дефектов

 

 

 

3.3. Дефект, представляющий собой явно выраженное одиночное глубокое повреждение ("язва") на фоне общей коррозии - "совмещенный", заменяется двумя выемками (одна в другой) с размерами H1, L1, W1, и H2, L2, W2 (рис. 3.2).

 

 

Рис. 3.2. Схематизация "совмещенных" дефектов

 

3.3.1. Больший дефект с размерами H1, L1, W1, рассматривается независимо.

3.3.2. Меньший дефект рассматривается как выемка с размерами H2, L2, W2 в трубе с уменьшенной толщиной стенки d2:

 

,                                                                     (3.1)

 

и под действием увеличенных кольцевых  и продольных sZ1 напряжений ( и sZ1 - напряжения, вычисленные для дефекта 1 в соответствии с п.4 с учетом возможного упруго-пластического деформирования).

3.3.3. Данная схематизация применяется, если размеры L2 и W2 не превышают меньшее из значений: 2d, 0,2L1, 0,2W1. В противном случае проводится схематизация по п.3.2 (глубина дефекта принимается равной наибольшей глубине H1 + H2).

3.3.4. Для нескольких близкорасположенных "язв" предварительно проводится анализ необходимости их объединения по п.3.4.

3.4. Два или несколько дефектов, расположенных близко друг от друга, рассматриваются как одиночный дефект большего размера.

3.4.1. Пусть в результате схематизации двух дефектов как одиночных (п.3.2, п.3.3.2) они имеют размеры L1, W1 и L2, W2. Расстояние еВЛ, на котором эти дефекты начнут влиять на напряженно-деформированные состояния друг друга равно

 

                                       (3.2)

 

Если расстояние е  между дефектами не превышает еВЛ:

е £ еВЛ                                                                           (3.3)

 

Рис. 3.3. Схематизация близкорасположенных дефектов

 

то дефекты объединяются и рассматриваются как одиночный дефект с размерами H, L и W в продольном и окружном направлениях (рис. 3.3). Глубина H объединенного дефекта принимается равной наибольшей из H1, H2 : H = max (H1, H2).

3.4.2. Несколько близкорасположенных дефектов последовательно рассматриваются парами в соответствии с п.3.4.1.

3.4.3. В процессе роста дефектов (п.6) их размеры и взаимное расположение изменяются. В этом случае повторяется процедура проверки по п. 3.4.1 с объединением дефектов при необходимости.

3.5. Узкие дефекты при W £ 1 мм или L £ 1 мм представляются в виде поверхностных трещин, ориентированных в продольном (длиной L, глубиной H или кольцевом (длиной W, глубиной H) направлении, под действием кольцевых  или продольных sZНОМ напряжений.

3.6. Сквозные дефекты заменяются продольной трещиной длиной l = L под действием кольцевых напряжений или окружной трещиной, имеющей длину l = B, под действием продольных sZНОМ напряжений. При образовании сквозного дефекта от внутренней выемки комбинированного дефекта (п.3.4) используются размеры l = L2 или l = B2, уменьшенная толщина стенки d2 и увеличенные напряжения , sZ1.

 

 

4. РАСЧЕТ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ В ОБЛАСТИ ПОВРЕЖДЕНИЙ

 

4.1. Анализ напряженно-деформированного состояния в зоне дефекта проводится с учетом возможного упруго-пластического деформирования. Для основных параметров напряженно-деформированного состояния используются следующие соотношения (Приложение 2).

4.1.1. Интенсивности напряжений и деформаций определяются по формулам:

                                   (4.1)

 

Связь между интенсивностями напряжений и деформаций принимается в виде степенной диаграммы деформирования:

 

при ,

 

при

где          - предел текучести,

 - интенсивность деформаций, соответствующая пределу текучести,

m - модуль сдвига,

m - коэффициент деформационного упрочнения.

 

В соответствии с деформационной теорией пластичности [2] вводятся следующие уравнения, связывающие между собой компоненты деформаций и напряжений:

 

                                                (4.3а)

 

                                                    (4.3б)

где         k - модуль объемного расширения,

mp - упруго-пластический модуль сдвига:

                                                                                  (4.4а)

Упруго-пластический модуль сдвига mp в случае степенной диаграммы деформирования (4.2), равен

                                                                             (4.4б)

при ,

при .

Помимо интенсивностей и компонентов деформаций и напряжений (4.1), (4.3) в расчетах используется объемная деформация :

                                                             (4.5)

наибольшая деформацию удлинения :

,                                                         (4.6)

угол подобия девиатора деформаций :

                                                  (4.7)

4.1.2. В области, содержащей дефект, напряжения и деформации повышаются относительно номинальных. Количественно это оценивается коэффициентами концентрации напряжений  и деформаций . При упругом деформировании . При упруго-пластическом деформировании коэффициент концентрации напряжений  уменьшается, а коэффициент концентрации деформаций  увеличивается по сравнению с упругим .

4.1.3. Для локализованных концентраторов (размеры дефектов сопоставимы с толщиной стенки трубы d), в то время как  и  изменяются при деформировании в упруго-пластической области, произведение  по формуле Нейбера [3] остается постоянным и равным :

                                                   (4.8)

Используя (4.2) и (4.8), можно определить "Нейберовские" коэффициенты концентрации напряжений и деформаций во всем диапазоне нагрузок:

                                                        (4.9а)

при

                                          (4.9б)

при

                                                        (4.9в)

при

 

4.1.4. В общем случае коэффициенты концентрации напряжений и деформаций ,  не равны ,  зависят от соотношений между размерами дефекта и трубы и соответствующим образом корректируются.

4.1.5. Для дефектов, имеющих в плане значительную площадь, в расчетах учитывается изменение размеров трубы и дефекта (увеличение диаметра, уменьшение толщины стенки), происходящее в процессе нагружения и ведущее к повышению фактически действующих в зоне дефекта напряжений.

4.2. Для поверхностных повреждений (рис.3.1) расчет напряженно-деформированного состояния проводится по следующим уравнениям.

4.2.1. Условно-упругие компоненты напряжений рассчитываются в зависимости от размеров дефекта по формулам (Приложение 3):

                                    (4.10а)

где

                       (4.10б)

причем, размеры трубы и дефекта корректируются с учетом деформирования:

                      (4.10в)

4.2.2. Интенсивность номинальных  и местных упругих  напряжений определяются в соответствии с (4.1), а упругий коэффициент концентрации :

.                                                       (4.11)

4.2.3. По формулам (4.9) рассчитывается коэффициент концентрации .

4.2.4. Упруго-пластические компоненты напряжений в зоне дефекта равны:

                         (4.12а)

где

                                        (4.12.б)

4.2.5. Компоненты деформаций , ,  и , ,  входящие в уравнения (4.10)-(4.12), связаны соотношениями (4.3) с соответствующими напряжениями , ,  и , , .

Таким образом, уравнения (4.10)-(4.12), с учетом (4.1)-(4.4) и (4.9), представляют собой систему нелинейных алгебраических уравнений относительно неизвестных напряжений , ,  и деформаций , ,  возникающих в зоне дефекта при приложении к трубе номинальных напряжений , , .

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге