Вопросы/задания к тесту/контрольной: Оценка работоспособности участка газопровода с одиночным дефектом при учёте напряжений от внутреннего давления

Содержание

1. Оценка работоспособности участка газопровода с одиночным дефектом при учёте напряжений от внутреннего давления. 3

2. Оценка работоспособности участка газопровода с групповыми дефектами при учёте напряжений от внутреннего давления, осевых и изгибающих нагрузок и воздействий 5

3. Оценка остаточного ресурса газопровода, имеющего коррозионное утонение стенок трубы.. 12

4. Определение ранга опасности дефекта потери металла. 14

5. Определение ранга опасности трещиноподобных дефектов. 15

6. Определение ранга опасности аномалии кольцевого шва. 16

7. Оценка работоспособности труб с вмятинами и гофрами. 16

8. Оценка работоспособности дефектного участка по параметру овальности и по допускаемым напряжениям. 19

9. Расчет срока обследования дефектных труб в шурфах после проведения внутритрубной диагнностики. 21

Библиографический список. 24

1. Оценка работоспособности участка газопровода с одиночным дефектом при учёте напряжений от внутреннего давления

Исходные данные (11 вариант):

1. Наружный диаметр трубы D_н = 1420 мм;
2. Толщина стенки δ = 15,7 мм;
3. Рабочее давление p = 7,45 МПа;
4. Марка стали – 10Г2СБ;
5. Предел прочности металла трубы σ_вр = 590 МПа;
6. Категория участка – I;
7. Длина дефекта l = 430 мм;
8. Максимальная глубина дефекта d = 1,57 мм;
9. Коэффициент надёжности по внутреннему давлению n_p = 1,1 [5];
10. Коэффициент условий работы m = 0,825 [5];
11. Коэффициент надёжности по металлу труб k₁ = 1,47 [5];
12. Коэффициент надёжности по назначению трубопровода k_н = 1,21 [5].

Решение:

2. Оценка работоспособности участка газопровода с групповыми дефектами при учёте напряжений от внутреннего давления, осевых и изгибающих нагрузок и воздействий

Исходные данные:

1. Наружный диаметр трубы D_н = 1420 мм;
2. Толщина стенки δ = 15,7 мм;
3. Рабочее давление p = 7,45 МПа;
4. Марка стали – 10Г2СБ;
5. Предел прочности металла трубы σ_вр = 590 МПа;
6. Категория участка – I;
7. Длина дефекта №4 l₁ = 25 мм;
8. Глубина дефекта №4 d₁ = 1,884 мм;
9. Длина дефекта №6 l₂ = 40 мм;
10. Глубина дефекта №6 d₂ = 2,041 мм;
11. Длина дефекта №8 l₃ = 35 мм;
12. Глубина дефекта №8 d₃ = 1,884 мм;
13. Длина дефекта №9 l₄ = 75 мм;
14. Глубина дефекта №9 d₄ = 1,57 мм;
15. Расстояние между дефектами №4 и №6 s₁ = 400 мм;
16. Расстояние между дефектами №6 и №8 s₂ = 120 мм;
17. Расстояние между дефектами №8 и №9 s₃ = 280 мм.

Решение:

3. Оценка остаточного ресурса газопровода, имеющего коррозионное утонение стенок трубы

Исходные данные (11 вариант):

1. Рабочее давление p = 5,4 МПа;
2. Наружный диаметр трубы D_н = 1020 мм;
3. Толщина стенки δ = 16 мм;
4. Марка стали – 15К (ГОСТ 5520-79);
5. Нормативное сопротивление металла = 225 МПа;
6. Категория участка – I;
7. Интервал проведения обследования Т = 1 года;
8. Глубина коррозионного повреждения при первом измерении C₁ = 0,1 мм;
9. Глубина коррозионного повреждения при втором измерении C₂ = 2 мм;
10. Коэффициент условий работы m = 0,825 [5];
11. Коэффициент надёжности по назначению k_н = 1,1 [5].

Решение:

4. Определение ранга опасности дефекта потери металла

Исходные данные:

1. Наружный диаметр трубы D_н = 1420 мм;
2. Толщина стенки δ = 15,7 мм;
3. Рабочее давление p = 7,45 МПа;
4. Марка стали – 10Г2СБ;
5. Временное сопротивление металла трубы σ_в = 590 МПа;
6. Категория участка – I;
7. Длина дефекта l = 430 мм;
8. Глубина дефекта d = 1,57 мм.

Решение:

5. Определение ранга опасности трещиноподобных дефектов

Исходные данные:

1. Наружный диаметр трубы D_н = 1420 мм;
2. Толщина стенки δ = 15,7 мм;
3. Рабочее давление p = 7,45 МПа;
4. Марка стали – 10Г2СБ;
5. Временное сопротивление металла σ_в = 590 МПа;
6. Категория участка – I;
7. Длина трещины l_c = 25 мм;
8. Глубина трещины d_c = 1,884 мм;
9. Ударная вязкость KCV = 80 Дж/см²;
10. Коэффициент условий работы m = 0,825 [5];
11. Коэффициент надёжности по назначению k_н = 1,21 [5].

Решение:

6. Определение ранга опасности аномалии кольцевого шва

Исходные данные:

1. Наружный диаметр трубы D_н = 1420 мм;
2. Толщина стенки δ = 15,7 мм;
3. Ширина аномалии кольцевого шва GWAN Д_ш = 885 мм;

Решение:

7. Оценка работоспособности труб с вмятинами и гофрами

Исходные данные:

1. Наружный диаметр трубы D_н = 1420 мм;
2. Толщина стенки δ = 15,7 мм;
3. Рабочее (фактическое) давление p = p_f = 7,45 МПа;
4. Категория участка – I;
5. Коэффициент k_m = 20;
6. Длина вмятины (гофра) 2a = 42 мм (a = 21 мм);
7. Ширина вмятины (гофра) 2b = 14 мм (b = 7 мм);
8. Глубина вмятины (гофра) при действии внутреннего давления w_p0 = 6 мм;
9. Модуль упругости материала трубы E = 206000 МПа;
10. Коэффициент Пуассона материала трубы m = 0,3.

Решение:

8. Оценка работоспособности дефектного участка по параметру овальности и по допускаемым напряжениям

Исходные данные:

1. Наружный диаметр трубы D_н = 1020 мм;
2. Толщина стенки δ = 14,9 мм;
3. Рабочее давление p = 5,4 МПа;
4. Категория участка – I;
5. Марка стали – 10Г2СБ;
6. Предел текучести металла = 590 МПа;
7. Наибольший диаметр трубы D_max = 1035 мм;
8. Наименьший диаметр трубы D_min = 1015 мм;
9. Коэффициент условий работы m = 0,825 [5];
10. Коэффициент надёжности по назначению k_н = 1,1 [5].

Решение:

9. Расчет срока обследования дефектных труб в шурфах после проведения внутритрубной диагнностики.

Исходные данные:

1. Марка стали 10Г2СБ;
2. Наружный диаметр - 1420 мм
3. Толщина стенки – 15,7 мм;
4. Категория участка трубопровода – I;
5. Рабочее давление – 7,45 МПа (74,5 кгс/см2);
6. Фактическое давление – 85,5 % от рабочего;
7. Время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, τэкс = 21 год;
8. Порог обнаружения дефекта потери металла – 5 % от толщины стенки;
9. Скорость изменения глубины дефектов, Vt = 1,9 мм/год;
10. Коэффициент, учитывающий достигнутое в трубе давление, K2 = 1;
11. Коэффициент, учитывающий статистический разброс значения напряжения, К3 = –0,05.

Решение: