Е. А. Богданов Основы технической


Оценка ресурса при поверхностном разрушении



бет80/101
Дата14.06.2023
өлшемі6.94 Mb.
#475039
1   ...   76   77   78   79   80   81   82   83   ...   101
Е. А. Богданов Основы технической диагностики н...

12.2. Оценка ресурса при поверхностном разрушении
Оценка остаточного ресурса при поверхностном разрушении ло­кальных участков технологического оборудования производится по наихудшим результатам сплошного измерения утонения стенок этих участков. Случайная составляющая, влияющая на величину ожидае­мого остаточного ресурса, минимальна, определяется точностью из­мерений и в расчетах не учитывается. Расчетный остаточный ресурс в этом случае определяется из выражения



где - фактическая толщина стенки элемента, мм; Sр - расчетная минимально допустимая толщина стенки по условию прочности или устойчивости, мм; аср — средняя скорость поверхностной коррозии (эрозии или износа), мм/г:





где Sном - номинальная толщина стенки оборудования по его пас­порту, мм; Со - допуск на толщину стенки, мм; Tэ - время от нача­ла эксплуатации до момента измерения Sф, с.
Поверхности технологического оборудования нефтегазовой про­мышленности достигают большой величины - десятков и сотен квадратных метров, поэтому измерить глубину разрушения на всех участках этих поверхностей практически невозможно. В связи с этим измерение глубин разрушения осуществляют выборочно в местах наибольшего разрушения. В тех случаях, когда такие места легко вы­являются и известны причины повышенной скорости разрушения (повышение температуры, скорости или концентрации технологиче­ской среды), оценка остаточного ресурса по средней скорости кор­розии также оказывается эффективной. Если же условия эксплуата­ции для всех участков обследуемой поверхности одинаковы, а нерав­номерность глубины разрушения в различных точках поверхности существенна и при этом невозможно (или нецелесообразно) изме­рить глубины разрушения на всех участках, измерения осуществляют выборочно.
В общем случае выборочным называют контроль, при котором от­ношение F/ Fо <1, где F - площадь контролируемой поверхности; Fо - площадь элементарного участка измерения. Достоверность ре­зультатов при выборочном контроле зависит от величины отноше­ния F/F0 и степени неравномерности коррозии. Результаты этих из­мерений подвергают обработке вероятностно-статистическими мето­дами. Аналитическая оценка ресурса с использованием выборочного контроля при поверхностном разрушении, приводящем к утонению стенок оборудования вследствие изнашивания, коррозии или эро­зии, выполняется по алгоритму, рекомендованному методическими указаниями «Оценка надежности химического и нефтяного оборудо­вания при поверхностном разрушении» (РД 26-10-87). Гамма-процентный ресурс рассчитывают по формуле

где Uy — квантиль нормального распределения с заданной вероят­ностью у; Vт — коэффициент вариации ресурса, определяемый по РД 26-10—87 в зависимости от коэффициента вариации глубин раз­рушения.
Средний ресурс Tср определяют по формуле

где hпред — предельно допустимая глубина разрушения стенки сило­вого элемента сосуда до достижения расчетной толщины (без суммы прибавок); Кbtпараметр распределения Вейбулла; - установлен­ная доля поверхности разрушения на предельно допустимую глубину
hпред, = 5 %.
Предельно допустимая глубина разрушения hпред на дату выпол­нения оценки ресурса определяется как разница между начальным запасом толщины стенки hнач и средней глубиной разрушения hср, полученной в результате измерений:



Для иллюстрации рассмотренной методики расчета остаточного ресурса по РД 26-10-87 рассмотрим пример, приведенный в работе А.В. Митрофанова и СБ. Киченко «Сравнение результатов расчета остаточного ресурса резервуара с поверхностными коррозийными дефектами» // Безопасность труда в промышленности. — М., 2001. — № 7. - С. 27-28.
Пример. Требуется определить остаточный ресурс нефтяного ре­зервуара, находившегося в непрерывной эксплуатации (с момента ввода до контроля толщины стенок) пять лет э = 5) с вероятностью 0,95.
В качестве основного силового элемента, по которому рассчиты­вается ресурс, принят нижний пояс резервуара. Внутренний диаметр D и высота его нижнего пояса Hп равны соответственно 16 и 2 м. Площадь контролируемой поверхности А ~ 100 м2. Номинальная толщина стенки нижнего пояса SК0М = 10 мм, расчетная толщина, т. е. минимально допустимая, Sр = 6 мм.
При диагностировании нижнего пояса резервуара изнутри была обнаружена его равномерная поверхностная коррозия, явных ло­кальных повреждений металла в виде язв и питтингов не имелось. При измерении толщины стенок нижнего пояса резервуара в 13 точ­ках (в 12 равномерно расположенных на четырех диаметрально про­тивоположных образующих точках, а также в одной дополнитель­ной, произвольно взятой точке) ультразвуковым толщиномером по­лучили следующие результаты: 8,7; 8,8; 8,5; 8,6; 9,0; 8,9; 8,6; 8,4; 8,8; 8,6; 8,0; 8,3 и 8,6 мм.
Диаметр пьезоэлектропреобразователя (ПЭП) ультразвукового толщиномера составляет 8мм, а площадь Fо = 50 мм2.
После обработки соответственно получили: hср = 1,4 мм; hmах = 2 мм; аср = 0,28 мм/г; = 0,95; b, = 9,5; Vt = 0,0527. Тогда





В дополнение к рассмотренному примеру следует отметить, что коррозийный процесс отличается нестабильностью интенсивности протекания во времени, его скорость нуждается в уточнении.




Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   76   77   78   79   80   81   82   83   ...   101




©dereksiz.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет