ргр. РГР. Методика расчета (1). Вариант параметр

• Название: Вариант параметр
• Дата: 06.04.2023
• Размер: 56.85 Kb.
• Имя файла: РГР. Методика расчета (1).docx
• Тип: Документы; #1042978

Исходные данные

Измеряем толщину стенки резервуара в 8/10 поясах. В первом поясе приведены данные 13 измерений, в остальных поясах минимальная толщина стенки. Исходные данные приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 – Данные по измерению резервуаров

вариант	параметр		1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	9-й	10-й
	S, мм
	X, м
Измерения толщины в первом поясе:

Таблица 2 – Исходные данные

Параметр	Обозначение, единицы измерения	Значение
Тип резервуара	-
Коэффициент перегрузки для гидростатического давления,	n1
Коэффициент перегрузки для избыточного давления и вакуума	n2
Диаметр резервуара	D, м
Расчётное сопротивление стали по пределу текучести	R, МПа
Избыточное давление под кровлей	P2, кгс/м
Плотность нефтепродукта	ρ, кг/м3
Высота стенки резервуара	H0, м
Паспортная толщина поясов стенки резервуара	Sпас, мм
Реальное время с момента изготовления резервуара	t, лет
Плюсовой допуск на толщину листов стенки при прокате (ГОСТ 19903-74)	C, мм
Заданная вероятность	-
Коэффициент условий работы, для первого пояса		0,7
Коэффициент условий работы, для второго и последующих поясов пояса		0,8

Расчёт остаточного ресурса

Единицы измерения в формулах приведены в расшифровке.

Минимальная толщина стенки первого пояса S_1min=

Допустимое условие прочности стенки резервуара представлено в соотношении (1):

(1)

где σ – напряжение в расчётном поясе резервуара, МПа;

y_c - коэффициент условий работы

R – расчетное сопротивление материала по пределу текучести, МПа.
Напряжение в расчётном поясе резервуара можно найти по формуле:

(2)

где n₁ – коэффициент перегрузки для гидростатического давления;

ρ – плотность нефтепродукта, км/м³;

Н₀ – высота стенки резервуара, м;

X_i – расстояние от днища до расчётного уровня i-того пояса, м;

n₂ – коэффициент перегрузки для избыточного давления и вакуума;

P₂ – избыточное давление под кровлей, кгс/м;

D – диаметр резервуара, м;

S_imin – минимальная толщина стенки в расчётном i-том поясе, мм.
Таблица 3 – Расчет напряжений по поясам

Номер пояса	1	2	3	4	5	6	7	8
σ, МПа
ycR, МПа

Условие прочности стенки нарушается/не нарушается. Проверим предельный уровень налива нефтепродуктов [м]. Далее расчёт ведём по первому поясу.

Опираясь на формулу (2) предельный уровень налива нефтепродуктов рассчитывается по формуле:

	(3)

В итоге получаем расчётную формулу:

(4)

По результатам расчётов дальнейшая эксплуатация резервуара возможна с ограничениями/без ограничений предельной высоты налива нефтепродуктов (при наличии ограничений указать значение).

Остаточный ресурс резервуара [лет], подвергающегося действию коррозии, определяем по формуле:

(5)

где S_p – расчетная толщина стенки резервуара [мм], определяемая по формуле:

(6)

а – скорость равномерной коррозии стенки [мм/год], определяемая по формуле:

(7)

где S_пас – паспортная толщина поясов стенки резервуара, мм;

t – реальное время с момента изготовления резервуара, лет;

С – плюсовой допуск на толщину листов стенки при прокате (ГОСТ 19903-74), мм.

Оценка надежности

Определяем среднюю толщину стенки (для первого пояса, по 13 измерениям).

(8)

где S_1j – j-тая толщина стенки первого пояса резервуара, мм;

N – число измерений толщины стенки первого пояса.

Определяем среднюю глубину разрушения:

(9)

Определяем коэффициент вариации

(10)

где σ_h – среднеквадратическое отклонение глубин разрушения:

(11)

По коэффициенту вариации V по таблице 4 подбираем коэффициенты К_b0= и b₀=.
Показатель масштаба:

(12)

где F – площадь первого пояса резервуара, м²;

X_п – высота первого пояса, м;

F₀ – площадь поверхности, приходящейся на одно независимое измерение толщины дефектоскопом, F₀=5∙10^-5 м².
Оценка надежности включает определение гамма-процентного ресурса и установленной наработки на отказ.

Гамма-процентный ресурс [лет] рассчитывают по формуле

(1-

(13)

где Т_ср – средний ресурс, лет;

U_γ — квантиль нормального распределения с заданной вероят­ностью γ (таблица 3);

V_m— коэффициент вариации ресурса.
Средний ресурс [лет] определяют по формуле:

(14)

где h_пред — предельно допустимая глубина разрушения стенки сило­вого элемента сосуда до достижения расчетной толщины, мм;

К_b1, b₁— параметры распределения Вейбулла, определяются по таблице 4 в зависимости от коэффициента вариации, соответствующего моменту наступления предельного состояния V_h1;

а_ср – средняя скорость коррозии в год, мм/год;

β – установлен­ная доля поверхности разрушения на предельно допустимую глубину h_пред. β = 0,05.
Коэффициент вариации ресурса определяется по формуле:

(15)

Коэффициент вариации, соответствующий моменту наступления предельного состояния, определяется по формуле:

	(16)
	(17)
	(18)

где h_β – глубина разрушения на доле поверхности b₀;

с – параметр масштаба.
Предельно допустимая глубина разрушения h_пред на дату выпол­нения оценки ресурса определяется как разница между начальным запасом толщины стенки h_нач и средней глубиной разрушения h_cp, полученной в результате изменений:

hпред=hнач-h1ср=(Sпас+C-Sр)-h1ср	(19)
	(20)

По коэффициенту вариации, соответствующему моменту наступления предельного состояния, по таблице 4 подбираем коэффициенты К_b1= и b₁=.
Установленная безотказность работы:

(1-

(21)

где Т₀ – средняя наработка до отказа, лет;

U_γ — квантиль нормального распределения с заданной вероят­ностью γ (таблица 3);

V_m— коэффициент вариации ресурса.
Средняя наработка на отказ [лет] определяется по формуле:

(22)

где H — начальная толщина стенки первого пояса, мм;

К_b2, b₂— параметры распределения Вейбулла, определяются по таблице 4 в зависимости от коэффициента вариации глубин разрушения, соответствующее моменту сквозного разрушения V_h2;

а_ср – средняя скорость коррозии в год, мм/год.

Начальная толщина стенки первого пояса:

(23)

Коэффициент вариации глубин разрушения, соответствующий моменту сквозного разрушения, определяется по формуле:

	(24)
	(25)

По коэффициенту вариации, соответствующему моменту наступления предельного состояния, по таблице 4 подбираем коэффициенты К_b2= и b₂=.
Промежуточные значения в таблицах 3 и 4 находим методом линейной интерполяции.
Таблица 3 – Соотношение доверительной вероятности и квантиля нормального распределения (ГОСТ Р 51910-2002)

γ	Uγ		γ	Uγ		γ	Uγ
0,50	0		0,71	0,553		0,92	1,405
0,51	0,025		0,72	0,583		0,925	1,440
0,52	0,050		0,73	0,613		0,93	1,476
0,53	0,075		0,74	0,643		0,94	1,555
0,54	0,100		0,75	0,674		0,95	1,645
0,55	0,126		0,76	0,706		0,96	1,751
0,56	0,151		0,77	0,739		0,97	1,881
0,57	0,176		0,78	0,772		0,975	1,960
0,58	0,202		0,79	0,806		0,990	2,326
0,59	0,228		0,80	0,842		0,991	2,366
0,60	0,253		0,81	0,878		0,992	2,400
0,61	0,279		0,82	0,915		0,993	2,475
0,62	0,305		0,83	0,954		0,994	2,512
0,63	0,332		0,84	0,994		0,995	1,570
0,64	0,358		0,85	1,036		0,996	2,652
0,65	0,385		0,86	1,080		0,997	2,748
0,66	0,412		0,87	1,126		0,9975	2,807
0,67	0,440		0,88	1,75		0,9980	2,878
0,68	0,468		0,89	1,227		0,9990	3,090
0,69	0,496		0,90	1,282		0,9995	3,291
0,70	0,524		0,91	1,341		0,9999	3,719

Таблица 4 – Взаимосвязь параметров b, K_b и U распределения Вейбулла по РД 26-10-27

b	Kb	Vh		b	Kb	Vh
0,8	1,133	1,261		3,1	0,894	0,353
0,9	1,52	1,113		3,2	0,896	0,343
1,0	1,000	1,000		3,3	0,897	0,334
1,1	0,965	0,910		3,4	0,898	0,325
1,2	0,941	0,837		3,5	0,900	0,316
1,3	0,924	0,775		3,6	0,901	0,309
1,4	0,911	0,723		3,7	0,902	0,301
1,5	0,903	0,679		3,8	0,904	0,294
1,6	0,897	0,640		3,9	0,905	0,287
1,7	0,892	0,605		4,0	0,906	0,281
1,8	0,889	0,575		4,5	0,913	0,253
1,9	0,887	0,547		5,0	0,918	0,230
2,0	0,886	0,523		6,0	0,928	0,194
2,1	0,886	0,500		7,0	0,935	0,168
2,2	0,886	0,480		8,0	0,942	0,148
2,3	0,886	0,461		9,0	0,947	0,133
2,4	0,887	0,444		10,0	0,951	0,120
2,5	0,887	0,428		12,0	0,958	0,101
2,6	0,888	0,413		14,0	0,964	0,087
2,7	0,889	0,399		16,0	0,969	0,077
2,8	0,890	0,386		18,0	0,971	0,069
2,9	0,892	0,375		20,0	0,974	0,0625
3,0	0,893	0,363		25,0	0,978	0,0510