Примеры оценкиработоспособности труб с вмятинами и гофрами

Г.1 Имеются исходные данныедля оценки допустимости вмятины:

наружныйдиаметр трубопровода                                         D_H = 1420 мм;

номинальнаятолщина стенки                                                _Н = 15,2 мм;

рабочеедавление                                                                     р= 7,4 МПа;

размервмятины в продольном направлении                       а= 760 мм;

размервмятины в кольцевом направлении                         b =430 мм;

глубинавмятины во время обследования                            w_р0= 25 мм;

модуль Юнга                                                                            Е= 206000 МПа;

коэффициентПуассона                                                           v =0,3.

Следуя алгоритму оценкидеформированного состояния газопровода в области вмятины, изложенному в ВРД39-1.10-063-2002 [22],рассчитывают значения проверяемых параметров (таблица Г.1).

Сравнивая с помощью таблицы 1 раздела 6 рассчитанные идопускаемые значения, принимают решение относительно работоспособностиобследуемого участка трубопровода с вмятиной в соответствии с6.2.2.2.

Таблица Г.1 - Расчетные значения проверяемыхпараметров для вмятины

│ε1,0│	Δε1	│ε2,0│	Δε2
0,002928	0,00045	0,010316	0,003103	0,025179
ОБПР	ОБПР	ОБПР	ОБПР	ОБПР

Рекомендуемое решение -ОБПР.

Г.2 Имеются исходные данныедля оценки допустимости гофра:

размер гофра впродольном направлении                            а= 210 мм;

размер гофрав кольцевом направлении                               b =480 мм;

глубина гофраво время обследования                                  w_р0= 35 мм.

Остальные исходные данные,как в примере Г.1.

Следуя алгоритму оценкидеформированного состояния газопровода в области гофра, изложенному в ВРД39-1.10-063-2002 [22],рассчитывают значения проверяемых параметров (таблица Г.2).

Таблица Г.2 - Расчетные значения проверяемыхпараметров для гофра

│ε1,0│	Δε1	│ε2,0│	Δε2
0,045026	0,004498	0,008173	0,00046	0,025186
УПП	ОСПР	ОБПР	ОБПР	ОБПР

Сравнивая с помощью таблицы 1 раздела 6 рассчитанные идопускаемые значения, принимают решение относительно работоспособностиобследуемого участка трубопровода с гофром в соответствии с 6.2.2.2.

Рекомендуемое решение - УПП.

Приложение Д (рекомендуемое)

Пример оценки работоспособностигазопровода с трещиноподобными дефектами

Для трех исходныхневзаимодействующих между собой поверхностных дефектов, расположенных навнешней поверхности трубопровода из стали 10Г2Ф, диаметром D_H = 1420 мм, толщиной стенки _Н = 17,5 мм с рабочим давлениемгаза р = 7,4 МПа по результатам схематизации, проведенной в соответствиис [6](приложениеВ), получены следующие геометрические характеристики эквивалентныхрасчетных дефектов (таблица Д. 1), классифицированных как полуэллиптическиепродольные поверхностные трещины:

Таблица Д. 1 - Геометрические характеристикирасчетных дефектов

№ дефекта	Полудлина дефекта а, м	Глубина дефекта b, м	Отношение глубины дефекта к толщине стенки трубы, u = b/н
1	0,15	0,00700	0,400
2	0,20	0,01034	0,590
3	0,20	0,01200	0,686

Исходные данные о прочностныхи деформационных свойствах стали 10Г2Ф, полученные по результатам испытанийстандартных образцов и необходимые для расчетной оценки прочности участкагазопровода с вышеуказанными поверхностными трещинами, приведены в таблице Д.2.

Таблица Д.2 - Исходные данные о свойствахстали 10Г2Ф

Условный предел текучести 0,2, МПа	Временное сопротивление В, МПа	Предельная деформация, В	Критическое значение коэффициента интенсивности напряжений KJC,МПа∙м1/2	Коэффициент использования материала 
450	600	0,24	180	1,0

Параметры диаграммыдеформирования по Рамбергу - Осгуду, необходимые для расчета по методике [6]:

условныйпредел текучести стали                                         _у = 429,44 МПа;

показательстепени                                                                  n= 16,6.

Выводы:

Анализ результатов расчетов,проведенных в соответствии с методикой [6],показывает, что первый дефект не является критическим при расчетном уровненоминальных напряжений σ_о=325МПа и обладает фактическим коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n_σ= 1,4917.

Второй и третий дефектыявляются критическими при том же уровне действующих номинальных напряжений сфактическими располагаемыми коэффициентами запаса n_ = 0,99997 и n_ = 0,80160. На участкетрубопровода с такими дефектами действующие нагрузки должны быть снижены доуровня, обеспечивающего требуемый нормативный запас по разрушающим напряжениям.

В пределах обследуемого участка трубопровода соднородными условиями нагружения следует устанавливать пониженный уровеньдействующих напряжений по результатам расчета наиболее опасного дефекта,характеризуемого наименьшим значением разрушающих напряжений. В рассмотренномпримере - это дефект № 3.

Приложение Е (справочное)¹⁾