- •Общество с ограниченнойответственностью
- •Введение
- •1 Область применения
- •2 Нормативные ссылки
- •3 Термины и определения
- •4 Общие требования, отражающие порядокпродления срока безопасной эксплуатации газопроводов
- •5 Организационные и инженерно-техническиемероприятия по продлению срока безопасной эксплуатации газопроводов
- •6 Методическое обеспечениеработ по оценке технического состояния и продлению срока безопаснойэксплуатации газопроводов
- •7 Порядок проведения экспертизыпромышленной безопасности газопровода
- •8 Процедура оформления иутверждения заключения экспертизы промышленной безопасности газопровода
- •Структурная схема, отражающаяпорядок продления срока безопасной эксплуатации газопровода
- •Пример оценки остаточногоресурса газопровода, имеющего коррозионное утонение стенок трубы
- •Пример оценки работоспособностиотводов, имеющих утонение стенки из-за эрозионного износа
- •Примеры оценкиработоспособности труб с вмятинами и гофрами
- •Пример оценки работоспособностигазопровода с трещиноподобными дефектами
- •Пример вероятностной оценкипропуска дефектных участков газопровода
- •Форма титульного листаЗаключения экспертизы промышленной безопасности газопровода
- •Библиография
Пример оценки остаточногоресурса газопровода, имеющего коррозионное утонение стенок трубы
На участке газопровода IIIкатегории с рабочим давлением р = 5,4 МПа, сооруженного из трубдиаметром DH = 1220 мм, толщиной стенки - 12 мм (сталь 17Г1С) и нормативнымсопротивлением = 362,6 МПа (СНиП 2.05.06-85* [4])дважды с интервалом в 7 лет были проведены обследования максимальной глубиныкоррозии, которая составила 1,0 мм и 2,1 мм соответственно.
В соответствии с Р51-31323949-42-99 [9]максимально допустимую глубину коррозии сдоп, мм, вычисляютпо формуле
(Б.1)
где - допускаемые кольцевые напряжения от расчетноговнутреннего давления, определяемые согласноСНиП 2.05.06-85* [4]по формуле
(Б.2)
где m и kH - коэффициенты по СНиП2.05.06-85* [4].
Подставляя численные данныев формулу (Б.1) с учетом рассчитанного по формуле (Б.2) значения , находят допустимую глубину коррозии
мм.
Далее по формуле (1) раздела 6 рассчитывают среднююскорость коррозии
мм/год,
а затем по формуле (3) раздела 6 вычисляют значениеостаточного ресурса обследуемого участка газопровода
год.
Вывод: для обследуемогоучастка газопровода при сохранении заданных эксплуатационных характеристикпереход в предельное состояние прогнозируется примерно через три года.
Приложение В (рекомендуемое)
Пример оценки работоспособностиотводов, имеющих утонение стенки из-за эрозионного износа
С учетом нормативныхкоэффициентов по СНиП2.05.06-85* [4]имеются следующие исходные данные для штампосварного отвода:
материалсталь 15ХСНД;
нормативноесопротивление = 490 МПа;
наружныйдиаметр отвода DH = 1020 мм;
номинальнаятолщина стенки Н = 28 мм;
среднийрадиус изгиба RH= 1500 мм;
рабочеедавление р= 7,4 МПа;
коэффициентнадежности по материалу К1=1,4;
коэффициентнадежности по назначению КН = 1,0;
коэффициентнадежности по нагрузке n = 1,1;
коэффициентусловий работы m =0,6;
коэффициентнесущей способности для вогнутой стороны в = 1,15.
По результатам измеренийфактическая толщина стенки на выпуклой стороне отвода составила Ф = 25,2 мм.
Величину расчетногосопротивления материала отвода R1 с учетом исходных данных и СНиП 2.05.06-85* [4]вычисляют по формуле
МПаи
Затем вычисляют значение расчетной толщины стенки отвода
мм.
Вывод: фактическая толщинастенки отвода превышает расчетную. Согласно Р51-31323949-42-99 [9]разрешается дальнейшая эксплуатация рассматриваемого отвода с контролем толщиныстенки один раз в год.
Приложение Г (рекомендуемое)