Технологическое утонение трубопровода что такое



Проверка толщины стенки

Стальные трубы

Номинальная толщина стенки стальных труб согласно нормам определяется как:

S _R — расчетная толщина стенки. Минимальная толщина стенки, необходимая для восприятия внутреннего давления, определяется согласно нормам

С — суммарная прибавка к расчетной толщине стенки

Суммарная прибавка, технологическое утонение, прибавка на коррозию

Суммарная прибавка C вычисляется по формуле:

С₁ — производственная прибавка (технологическое утонение), принимаемая равной сумме минусового отклонения толщины стенки C₁₁ и технологической прибавки C₁₂ . Для норм ASME задается в процентах

С₁₁ — прибавка для компенсации минусового допуска. Определяется по предельному минусовому отклонению толщины стенки, установленному стандартами или техническими условиями на полуфабрикаты. Прибавка не включает в себя округление расчетной толщины до стандартной толщины листа.

С₁₂ — технологическая прибавка для компенсации утонения стенки элемента трубопровода при технологических операциях — вытяжке, штамповке, гибке и т.д. Определяется технологией изготовления детали и принимается по техническим условиям на изделие.

С₂ — эксплуатационная прибавка для компенсации коррозии и износа(эрозии), принимаемая по нормам проектирования или отраслевым нормам документам с учетом расчетного срока эксплуатации. При двухстороннем контакте с коррозионной (эрозионной) средой прибавку С₂ следует увеличивать

При этом, следует иметь в виду, что номинальная толщина стенки S не должна быть меньше установленных нормами значений, а также производится округление S до ближайшей большей толщины стенки по стандартам и техническим условиям.

Проверка толщины стенки на соответствие расчетному давлению

Перед выполнением расчета (на этапе логической проверка исходных данных), СТАРТ-ПРОФ производит проверку толщины стенки на расчетное давление по формуле:

Значения н оминальной толщины стенки S и суммарной прибавки C вводятся пользователем в свойствах участков и элементов. S _R — минимальная расчетная толщина стенки, вычисленная в соответствии с выбранным в общих данных нормативным документом от расчетного давления.

Для норм ASME B31.1, DL/T 5366-2014 проверка толщины стенки на давление осуществляется только для прямых труб и для гнутых отводов. Для всех остальных элементов такая проверка не производится.

Проверка толщины стенки на соответствие давлению испытаний

При величине испытательного давления на заводе-изготовителе менее требуемой должна быть гарантирована возможность доведения гидравлического испытания при строительстве до давления, вызывающего эквивалентное напряжение, равное

согласно СНиП 2.05.06-85 — 95 % нормативного предела текучести σ = 0.95

согласно РД 10-249-98 (табл. 2,8) — σ = /1.1

0.9

согласно ПБ 03-585-03 [1] — 90% предела текучести материала при температуре испытания для . σ = 0.9

В связи с этим, СТАРТ-ПРОФ производит проверку толщины стенки на давление испытаний по формуле (в ГОСТ 32388-2013 только для режима ПДК):

S _T — минимальная толщина стенки, вычисленная в соответствии с выбранным в общих данных нормативным документом от давления испытаний. Температура испытаний Т_исп задается в общих данных, давление испытаний P _исп задается в свойствах участков, пределы текучести материала в базе данных по материалам.

Следует иметь в виду, что согласно ГОСТ 8731 и ГОСТ 8733 бесшовные трубы из углеродистой и низколегированной стали должны выдерживать гидравлическое давление при допускаемом напряжении, равном 40% временного сопротивления разрыву (предела прочности) для данной марки стали σ = 0.4, что не всегда соответствует требованиям норм.

Трубы по ГОСТ 8731 и ГОСТ 8733 будут соответствовать требованиям норм только в случае выполнения условия

.

Приведем конкретный пример — сталь 20. Согласно [2] значение временного сопротивления (предела прочности) при 20°C = 460 МПа, предела текучести = 250 МПа, тогда условие выглядит следующим образом

0.4 ∙ 460 9 ∙ 250 МПа

[ s] — допускаемое напряжений при расчетной температуре в режиме ПДКОН,

[s]20 — допускаемое напряжение при комнатной температуре.

Трубы из стеклопластика

Толщина армированной стенки вычисляется по формуле

,

— номинальная толщина стенки

— толщина внутреннего (не армированного) защитного слоя

— толщина наружного (не армированного) защитного слоя

Литература

1. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, ПБ 03-585-03, Госгортехнадзор России, НТЦ «Промышленная безопасность», М., 2003

2. ГОСТ 34233.1-2017, Сосуды и аппараты, Нормы и методы расчета на прочность

Источник

ПРОЧНОСТНОЙ РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ТРУБОПРОВОДА С ЗОНОЙ УТОНЕНИЯ

В работе проведена оценка напряженно-деформированного состояния технологического трубопровода с утонением (далее трубопровод) для 2х вариантов:
I. рабочие условия;
II. гидравлические испытания.

Трубопровод состоит из линий А и Б. Линия А предназначена для транспортировки продукта, а линия Б – для сброса горючих газов от линии А. Трубопровод изготовлен из стали 09Г2С и расположен на открытом воздухе.

В Autodesk Inventor была создана поверхностная модель с утонением, которая затем была импортирована в ANSYS для получения расчетной модели.

Рабочие нагрузки, приложенные к расчетной модели в каждом из вариантов, приведены в табл. 1.

Таблица 1. Значения рабочих нагрузок

Общий вид трубопровода с указанием месторасположения и типа опор, а также геометрия зоны утонения представлены на рис. 1.

Прочностные характеристики материала и допускаемые напряжения для различных вариантов приведены в табл. 2.

Таблица 2. Прочностные характеристики и допускаемые напряжения для 2х вариантов

*прочностные характеристики указаны при рабочей температуре, получены линейной интерполяцией (ПНАЭ Г-7-002-89, прил.1, п.1.1)
**категории напряжений согласно ПНАЭ Г-7-002-89

В соответствии с ПНАЭ Г-7-002-86, п.1.2.16 расчет напряжений без учета концентраций был проведен в предположении линейно-упругого поведения материала.

По результатам расчета были определены и рассмотрены наиболее нагруженные характерные зоны:
— зона А (отвод);
— зона Б (врезка в трубопровод);
— зона В (зона утонения).

Карты распределения эквивалентных напряжений всего трубопровода представлены на рис. 2.

Карты распределения эквивалентных напряжений характерных зон представлены на рис. 3.

Проверка условий прочности и коэффициент запаса для каждой зоны приведены в табл. 3.

Источник

Новый подход к оценке технического состояния трубопроводов тепловых сетей

Самойлов Е.В. к.т.н., научный руководитель работ по диагностике ЗАО НПК «Вектор»

В данной статье изложены новый метод инженерной диагностики трубопроводов тепловых сетей и подход к оценке технического состояния с учетом выявленного характера распределения напряжений.

Указанный метод более шести лет используется предприятиями эксплуатации тепловых сетей г. Москвы и Московской области. В настоящее время продиагностировано более 6500 участков, общей протяженностью более 4000 п.км. 18 организаций в различных городах Российской Федерации и Республики Беларусь владеют технологией в полном объеме и осуществляют этот вид работ самостоятельно.

Диагностика и критерии «ветхого» состояния труб.

Трубопроводы тепловых сетей являются важным элементом теплоснабжения городов и промышленных объектов. Для обеспечения безаварийной эксплуатации Организации тепловых сетей должны иметь достоверную и удобную для понимания и использования информацию о фактическом техническом состоянии труб, на основании которой следует своевременно осуществлять замену «ветхих» участков.

Параметрами оценки «ветхого» состояния труб являются:

Статистика аварий и прогноз образования течей являются основными факторами для принятия решения о замене труб (перекладка) или возможности дальнейшей эксплуатации. Когда время эксплуатации трубопровода приближается к проектному сроку, возникает вопрос о допустимости дальнейшей, сверхнормативной его эксплуатации.

Для определения фактического технического состояния трубопровода, нормативными документами предусмотрено проведение обследования труб в местах контрольных шурфовок. Для этого используются различные методы диагностики, перед рассмотрением которых следует указать на локальный характер этого подхода – уровень повреждения трубы в месте шурфа считается аналогичным для всей длины трубопровода на участке.

В точках вскрытия теплотрассы осуществляются:

Основным параметром, по которому определяется «ветхость» трубы является фактическая, остаточная толщина стенки трубы. Так, в частности, «Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок» 2003 [1] года гласят: «Участки с утонением стенки трубопровода на 20% и более подлежат замене». Однако:

Таким образом в настоящее время существует насущная потребность в использовании дополнительного параметра, позволяющего более детально, научно обосновано оценить степень «ветхости» трубы. В РД 522 [2] сказано: «Участки трубопровода, на которых при измерительном контроле выявлены уменьшения первоначальной (расчетной) толщины стенки трубопровода на 20% и более, подлежат замене. Для принятия решения о замене лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, должно выполнить поверочный расчет на прочность того участка трубопровода, где обнаружено утонение стенки». Именно уровень напряжений в конкретных местах обуславливает опасность разрушения – образования течи, или наоборот возможность безаварийной эксплуатации трубопровода.

Профессор, доктор технических наук А.А. Дубов, осуществив анализ существующих методов неразрушающего контроля указывает на низкую их эффективность при оценке ресурса промышленного оборудования и на необходимость перехода от традиционной дефектоскопии к Технической диагностике [3]. Последняя в первую очередь включает расчет или замеры фактических напряжений в конструкции, в нашем случае – в металле трубы теплосети. Для представления, что нового, по сравнению с критерием остаточной толщины стенки трубы, дает подход основанный на анализе напряжений, осуществим этап расчета на прочность трубопровода – оценка.

В трубах горячего водоснабжения возникают напряжения за счет действуя трех нагрузок:

Согласно принципу суперпозиции, действие от каждой нагрузки рассматривается отдельно. Затем результаты суммируются.

От действия внутреннего давления на стенках трубы возникают растягивающие напряжения, равномерно распределенные по длине и окружности. Для того, что бы труба выдержала только внутреннее давление, необходимо иметь толщину стенки tд (см. рис.1а) равномерную по сечению.

От действия весовой нагрузки расчет проводится в первую очередь по величине изгибающего момента, эпюра которого приведена на рис.1б. Видно, что наиболее нагруженными являются элементы трубы в точках скользящих опор и посередине пролета.

Характер распределения напряжений в сечении для точек над скользящими опорами дан на рис.1б. Характерно то, что по верхней образующей (12 часов) действуют растягивающие напряжения, по нижней (6 часов)– сжимающие. В силу этого допускается неравномерная толщина стенки трубы по сечению :

Cтраницы: 1 | 2 | 3 | читать дальше>>

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Допустимое утонение

Допустимое утонение ограничивается тем, что при отбортовке с утонением разрушение заготовки может иметь место не только с образованием продольных трещин, идущих от отверстия в заготовке, но и путем отрыва отбортовываемой части от остальной части заготовки, вероятность которого вырастает с увеличением утонения. [2]

Наибольшее допустимое утонение стенки трубы при гнутье не должно превышать 15 % расчетной толщины. Исходя из этого, правилами Котлонадзора установлен наименьший радиус холодного погиба труб, равный четырем наружным диаметрам трубы. Для змеевиков пароперегревателя в некоторых случаях выполняется радиус погиба, равный двум наружным диаметрам трубы; в таких случаях также необходимо, чтобы утонение стенки трубы было не более чем на 15 % от расчетной толщины. [3]

Допустимое утонение стенки изогнутой трубы из сплава АМгМ, сталей Х18Н10Т и 20А принимают равным 25 % исходной толщины стенки. [5]

По данным Транс Канада Лайплайн, максимально допустимое утонение трубы составляет 10 % от толщины стенки. Остальные коррозионные повреждения ликвидируются наплавкой металла с помощью ручной дуговой сварки. [6]

По данным Транс Канада Пайплайн, максимально допустимое утонение трубы составляет 10 % от толщины стенки. Остальные коррозионные повреждения ликвидируются наплавкой металла с помощью ручной дуговой сварки. [7]

На рис. 4.1 дана схема для выбора прибавки, компенсирующей допустимое утонение стенки . [9]

Для получения требуемой толщины зуба установлен допуск 65 — как разность наибольшего и наименьшего допустимых утонений зубьев . [10]

Расчет числа операций при вытяжке с утонением производят, исходя из допустимой степени деформации ( или допустимого утонения стенок ) за одну операцию. Так как при вытяжке с утонением стенок одновременно с уменьшением диаметра происходит резкое уменьшение толщины стенки, то степень деформации определяют не по изменению диаметра, а по общему изменению площади поперечного сечения детали в процессе вытяжки. [11]

Это позволяет вести отбортовку при смягченных не опасных коэффициентах отбортовки, а высоту борта получать за счет максимально допустимого утонения материала . [12]

Поэтому при данном габарите подшипника следует стремиться для небыстроходных подшипников к максимальному увеличению размеров тел качения в пределах технологически допустимого утонения стенок колец . [13]

На основе полученных данных определены предельные температуры применения исследованных котельных сталей ( коррозия под влиянием плотных эоловых отложений сланцев) при заданном допустимом утонении толщины стенки трубы за 100 тыс. ч работы. [15]

Источник