Е. А. Богданов Основы технической
Оценка ресурса при поверхностном разрушении
жүктеу/скачать 6.94 Mb.
|
| 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); Кbt — параметр 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 (Тэ = 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. жүктеу/скачать 6.94 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|