Пример расчета прогнозирования остаточного ресурса трубопровода по отказам его элементов

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ОТКРЫТОГО ТИПА "ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ"
(АООТ "ВНИКТИнефтехимоборудование")

МЕТОДИКА
оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов


Генеральный директор	А.Е.Фолиянц
Первый зам. генерального директора	Н.В.Мартынов
Зав. лабораторией аппаратов и трубопроводов (N 13)	Ю.И.Шлеенков
Зав. отделом конструирования средств механизации (N 16)	Н.Ф.Мелихов
Вед. научный сотрудник лаборатории аппаратов и трубопроводов (N 13)	Н.Н.Толкачев

ВВЕДЕНИЕ

На технологических установках многие технологические и межцеховые трубопроводы эксплуатируются более 20 лет. При этом соблюдаются требования РД 38.13.004-86 "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10 МПа (100 кгс/см)".

В соответствии с "Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных, химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств"* для основного оборудования, к которому относятся и технологические трубопроводы, необходимо устанавливать допустимые сроки службы.
________________
* На территории Российской Федерации действуют действуют Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств" , утвержденные Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11.03.2013 года N 96 , здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

Учитывая накопленный предприятиями и организациями Минэнерго обобщенный опыт исследований по определению остаточного ресурса энергетического оборудования и трубопроводов, отработавших расчетный срок службы, а также опыт оценки остаточного ресурса технологического оборудования нефтехимпереработки, накопленный ВНИКТИнефтехимборудование, ВНИИнефтемашем, НИИХИМмашем, НПО "Леннефтехим", ВНИПИнефть и рядом других исследовательских организаций, можно утверждать, что, в основном, оборудование имеет остаточный ресурс, работоспособности, превышающий проектный.

"Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов" (в дальнейшем "Методика...") разработана на основе обобщенного опыта работ исследовательских организаций, специализирующихся на вопросах оценки ресурса дальнейшей эксплуатации технологического оборудования нефтехимпереработки и энергетики, а также опыта предприятий, эксплуатирующих данное оборудование, с учетом действующей нормативно-технической документации, в том числе:

"Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России" , утвержденные Госгортехнадзором РФ 17.11.95*; РД 38.13.004-86 "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см)" и "Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств" (ВНИКТИнефтехимоборудование, г.Волгоград, 1992).

________________
* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: утвержденные Госгортехнадзором РФ 17.04.95. - Примечание изготовителя базы данных.

"Методика..." определяет необходимый перечень работ, исследований, испытаний и расчетов, позволяющих провести оценку остаточного ресурса технологических трубопроводов, и основана на индивидуальной диагностике обследуемого трубопровода.

Оценка остаточного ресурса действующих трубопроводов базируется на основе последних достижений в области механики разрушения, металловедения, неразрушающих методов контроля, действующих норм расчетов на прочность и включает в себя изучение технической документации и условий эксплуатации, обследование технического состояния с использованием толщинометрии, дефектоскопии, металлографический контроль структур, исследование механических свойств и химического состава металла, оценку фактической нагруженности основных несущих элементов трубопровода, испытание на прочность и плотность.

Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов разработана авторским коллективом в составе: Е.А.Малов, А.Е.Фолиянц, Н.А.Шаталов, Н.А.Потапов, Н.В.Мартынов, Ю.И.Шлеенков, Н.Н.Толкачев, Н.Ф.Мелихов, С.И.Глинчак, Г.С.Дерен, В.А.Яцков, В.П.Белов, Б.И.Микерин, А.М.Кочемасов, Г.М.Федин.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая "Методика..." регламентирует необходимый объем работ и порядок их проведения, критерии оценки работоспособности при определении остаточного ресурса стальных технологических трубопроводов, применяемых для транспортировки жидких и газообразных веществ с различными физико-химическими свойствами в пределах от остаточного давления (вакуум) от 0,001 МПа (0,01 кгс/см) до условного давления 10 МПа (100 кгс/см) и рабочих температур от - 196 °С до +700 °С, эксплуатация и ремонт которых осуществляются в соответствии с требованиями РД 38.13.004-85*.

________________
* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: РД 38.13.004-86 . - Примечание изготовителя базы данных.

1.2. Остаточный ресурс - продолжительность безопасной эксплуатации трубопровода на допустимых параметрах от данного момента времени до его прогнозируемого предельного состояния. Прогнозирование остаточного ресурса осуществляется в единицах времени (годах, часах).

1.3. Остаточный ресурс определяется для трубопроводов, если они:

- выработали установленный автором проекта расчетный срок службы или расчетный ресурс;

- не имели установленного расчетного срока службы или расчетного ресурса и находились в эксплуатации 20 лет и более;

- выработали разрешенный к дальнейшей эксплуатации ресурс сверх установленного срока службы или расчетного ресурса;

- временно находились при условиях нарушения режима эксплуатации на параметрах, превышающих расчетные (например, при аварии и пожаре);

- по мнению владельца требуют оценки остаточного ресурса.

1.4. Остаточный ресурс трубопроводов устанавливается на основании технического диагностирования по программе, включающей в себя следующий комплекс работ:

- обследование технического состояния трубопровода;

- исследование механических свойств, микроструктуры и химического состава металла (см. п.2-47);

- оценка фактической нагруженное его элементов на регламентных параметрах его эксплуатации;

- прогнозирование остаточного ресурса трубопровода и его элементов;

- оформление и анализ результатов выполненного обследования технического состояния трубопровода и его элементов, исследований и расчетов;

- составления заключения (см. приложение 1).

В программе необходимо указывать информацию по имеющейся лицензии (разрешения) на вид деятельности организации, проводящей техническое диагностирование (номер лицензии, дату выдачи, срок действия).

1.5. Определение остаточного ресурса трубопроводов проводится организациями (предприятиями, предприятиями - владельцами), имеющими лицензию (разрешение) органов Госгортехнадзора при обязательном участии лица, ответственного за безопасную эксплуатацию трубопроводов, и лица, ответственного по надзору за техническим состоянием эксплуатацией трубопроводов.

1.6. Техническое диагностирование, выполняемое для определения остаточного ресурса технологических трубопроводов, должно проводиться во время плановых остановок технологических установок или объектов (как правило - в их капитальный ремонт).

1.7. Ответственность за своевременность выполнения работ возлагается на администрацию предприятия - владельца и организацию (предприятие), проводящую работу по техническому диагностированию.

Подготовку трубопроводов к обследованию и необходимые меры безопасности при производстве работ обеспечивает предприятие - владелец трубопроводов.

1.8. Настоящая "Методика..." не распространяется на технологические трубопроводы, для которых в силу конструктивных или эксплуатационных возможностей или особенностей, имеются специальные нормативные документы, регламентирующие порядок их работы.

2. ОБСЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

2.1. Обследование производится с целью оценки технического состояния трубопровода и включает в себя:

- изучение технической документации, условий эксплуатации, информации о ранее проведенных ревизиях, выполненных ремонтах, имевших место отказах и их причинах;

- наружный осмотр;

- внутренний осмотр для участков трубопроводов, имеющих деформацию, когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение в качестве металла или элементов трубопровода;

- замеры твердости (выборочно) металла и сварных швов;

- толщинометрию;

- дефектоскопию одним из методов не разрушающего контроля (радиографический, ультразвуковой, магнито-порошковый, капиллярный или метод акустической эмиссии), которая производится в случаях, когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение в качестве металла или сварного соединения того или иного элемента трубопровода;

- оценку металлографических структур;

- стилоскопирование элементов, выполненных из легированных сталей в случае отсутствия данных по ним в паспорте трубопровода;

- отбор (вырезка) металла для контроля механических свойств, химического состава и микроструктуры;

- гидравлическое (пневматическое) испытание на прочность и плотность.

Необходимость и объемы работ по всем видам обследования приведены в соответствующих разделах.

2.2. Результаты обследования технического состояния оформляются актом или протоколом, где указывается возможность эксплуатации на определенный срок до выдачи заключения об их дальнейшей эксплуатации или об их выводе из эксплуатации.

Акт (протокол) должен быть подписан специалистами, проводящими обследование (см. п.1.5) и утвержден руководством предприятия - владельца трубопроводов.

Трубопроводы с неустраненными дефектами к дальнейшей эксплуатации не допускаются.

2.3. Перед проведением обследования технического состояния трубопровод должен быть подготовлен к безопасному проведению работ в соответствии с действующими правилами и нормами по технике безопасности персоналом предприятия - владельца трубопровода.

2.4. До начала проведения обследования технического состояния трубопровода он должен быть остановлен, охлажден, освобожден от продукта, пропарен, отделен от всех действующих аппаратов и трубопроводов заглушками или отсоединен.

2.5. Толщина применяемых при отключении трубопровода заглушек и фланцев должна быть определена расчетом на прочность. Заглушка должна иметь выступающую часть (хвостовик), по которой определяется ее наличие.

Прокладки между фланцами и заглушкой должны быть без хвостовиков.

2.6. Обследование технического состояния трубопровода на действующих технологических установках (производствах, блоках) в газо- и пожароопасных местах должно осуществляться по наряду-допуску, выдаваемому в установленном порядке администрацией предприятия - владельца трубопровода.

2.7. Места и объем (полностью или частично) вскрытия тепловой изоляции должны устанавливаться специалистами, производящими обследование технического состояния трубопровода.

2.8. Поверхности трубных элементов в местах возможного дефекта должны быть зачищены до металлического блеска предприятием - владельцем по указанию лиц, производящих обследование технического состояния трубопроводов. Шероховатость поверхности должна быть не более 10 мкм по ГОСТ 2789 .

Ширина зачищенного участка сварного соединения, подготовленного для контроля, должна быть не менее 60-100 мм с каждой стороны шва по всей контролируемой длине данного сварного соединения.

2.9. Результаты обследования технического состояния трубопровода должны быть отражены в заключении (см. приложение 1).

Изучение технической документации

2.10. Технические данные, условия эксплуатации, информация о проведенных ревизиях, выполненных ремонтах и имевших место отказах, их причинах и др., на которые должно быть обращено особое внимание при обследовании технического состояния, берутся из технической документации согласно п.19.1 РД 38.13.004-86 (перечня ответственных технологических трубопроводов по установке, паспорта трубопровода и прикладываемой к нему документации, акта ревизии и отбраковки трубопровода(ов), опор и опорных конструкций, акта испытания технологических трубопроводов на прочность и плотность, акта на ремонт и испытание арматуры, эксплуатационного журнала трубопроводов, на которые не составляют паспорта, документации на предохранительные клапаны в соответствии с "Руководящими указаниями по эксплуатации, ревизии и ремонту предохранительных клапанов. РУПК-78"*, журнала термической обработки сварных соединений трубопровода, заключения о качестве сварных стыков, а также актов и протоколов предыдущих обследований).
_______________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ИПКМ-2005 "Порядок эксплуатации, ревизии и ремонта пружинных предохранительных клапанов, мембранных предохранительных устройств нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий Минпромэнерго России", являющийся авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке , здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

Изучение технической документации имеет целью получение следующих данных:

- проектная организация, монтажная организация, предприятие - владелец, технологическая установка;

- регистрационный номер;

- категория;

- дата пуска в эксплуатацию и наработка на момент обследования, расчетный срок службы или расчетный ресурс;

- давление, температура, среда;

- материальное исполнение элементов трубопровода;

- диаметры, проектные, а при наличии расчета на прочность расчетные (отбраковочные) толщины стенок труб и элементов трубопроводов, а также прибавки на коррозию; технологические прибавки и минусовые допуски (если таковые имеются в паспорте);

- сведения о результатах ревизии за весь период эксплуатации, о выполненных ремонтах, имевших место отказах и их причинах.

Наружный и внутренний осмотры

2.11. Осмотр трубопровода осуществляется визуально с применением, при необходимости, осветительных и оптических приборов, например, прибора типа РВП для внутреннего осмотра труб, эндоскопа, лупы ЛП1-5Х и других средств.

2.12. При осмотре трубопровода особое внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, отводы, гибы), тройники, врезки, дренажные устройства, участки трубопроводов перед арматурой и после нее, где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки), где имеются сомнения в целостности трубопровода по состоянию изоляции (следы пропаривания, пропусков, влажная изоляция), где имеются пропуски через контрольные отверстия при наличии укрепляющих колец на врезках, где имеются контрольные засверловки.

2.13. При осмотре арматуры особое внимание должно быть обращено на места радиусных переходов наружных и внутренних поверхностей, уплотнительных поверхностей, а также состояние штока, его резьбы, прокладок, шпилек, болтов.

Остаточный ресурс арматуры устанавливается на основании результатов ее ревизии, отбраковки, ремонта, испытания, которые следует проводить в специализированных мастерских или на участках, в объеме и в порядке, предусмотренном отраслевым нормативным документом "Арматура запорная. Общее руководство по ремонту. КО-1-79". В отдельных случаях, по усмотрению специалистов, выполняющих обследование, допускается ревизия арматуры путем ее разборки и осмотра непосредственно на месте установки. Ревизии, в первую очередь, должна подвергаться арматура, работающая в наиболее сложных условиях. Результаты ревизии, ремонта и испытания арматуры оформляются актами (см. приложение 4 РД 38.13.004-86).

2.14. При разборке трубопровода выборочно по указанию специалистов, выполняющих обследование, разобрать и осмотреть фланцевые соединения. При этом особое внимание должно быть обращено на состояние уплотнительной поверхности фланцев, на состояние наружной и внутренней поверхностей их воротников, а также на состояние прокладок и крепежных деталей.

2.15. При осмотре разобрать (выборочно, по указанию специалистов, проводящих обследование) резьбовые соединения на трубопроводах, осмотреть их, а для трубопроводов этой установки, проработавших без замены 20 лет и более, работающих при температуре 450 °С для углеродистых и выше 500 °С для легированных сталей (для каждого материального исполнения трубопровода, а также для трубопроводов, имеющих повышенную коррозию), измерить резьбовыми калибрами одно-три изделия.

При неудовлетворительных результатах контроля резьбовых соединений дополнительный объем устанавливают лица, проводящие обследование.

2.16. При осмотре проверить состояние и правильность работы опор, подвесок, крепежных деталей, особенно трубопроводов, подверженных вибрации, и состояние прокладок многоразового использования разобранных фланцевых соединений.

2.17. В местах, освобожденных от изоляции, после выполнения наружного осмотра трубопровод подлежит простукиванию молотком массой 1,0-1,5 кг с ручкой длиной не менее 400 мм с шарообразной шляпкой по всему периметру трубы, за исключением трубопроводов, выполненных из сталей, склонных к охрупчиванию. Состояние трубы определяется по звуку или по вмятинам у которые образуются при обстукивании.

2.18. Если в результате наружного осмотра, измерений толщины стенки и простукивания молотком возникли сомнения в состоянии трубопровода, то производится разборка участка трубопровода (вырезка катушки) для внутреннего осмотра или его отбраковка; внутренняя поверхность при этом должна быть очищена от грязи и отложений, а при необходимости, протравлена. При этом следует выбирать участок, эксплуатируемый в неблагоприятных условиях, где возможны коррозия и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменение направления потока, образование застойных зон и т.п.

2.19. Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенок труб и деталей трубопровода, а также их деформации, превышающих значения указанных в конструкторской и действующей нормативно-технической документации.

2.20. На основании осмотра (по результатам осмотра) специалистами, выполняющими обследование, назначаются места замера толщины стенки и твердости, места оценки металлографических структур не разрушающими методами, места стилоскопирования, дефектоскопии, в том числе и сварных соединений, а также места контрольных вырезок металла для исследования механических свойств и химического состава металла, либо, при наличии неисправимых дефектов, производится отбраковка элементов трубопроводов.

2.21. При неудовлетворительных результатах обследования необходимо определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, обстучать молотком, измерить толщину и т.п.) и сделать более частые измерения толщины стенки всего трубопровода по усмотрению специалистов, выполняющих обследование.

2.22. Измерить на участках трубопроводов, работающих при температуре выше 450 °С для углеродистых и выше 500 °С для легированных сталей, деформацию по состоянию на момент определения остаточного ресурса и проверить документацию по фиксированию наблюдений за ползучестью, если это предусмотрено действующими "Правилами...", "Регламентом..." или проектом.

2.23. Осмотр подземных трубопроводов производится после вскрытия и выемки грунта на отдельных участках длиной не менее двух метров каждый с последующим снятием изоляции, осмотром антикоррозионной и протекторной защиты, измерением толщины стенки, а, при необходимости, по усмотрению специалистов, выполняющих обследование, вырезкой отдельных участков.

Число участков, подлежащих вскрытию, в зависимости от условий эксплуатации трубопровода устанавливают специалисты, выполняющие обследование, исходя из следующих условий:

- при контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью системы C-SCan и приборов типа ЛНПИ и ВТР-У, либо их аналогов, вскрытие производят в местах выявленных повреждений изоляции;

- при отсутствии указанных средств инструментального контроля подземных трубопроводов вскрытие производят из расчета один участок на 200-300 м длины трубопровода.

2.24. Трубы и детали трубопроводов, работающие при температуре выше 450 °С для углеродистых и выше 500 °С для легированных сталей, отбраковываются, если их деформация превысила допустимые нормы согласно действующей нормативно-технической документации или проекта и РД 34.17.421-92. Возможность дальнейшей эксплуатации труб с остаточной деформацией, превышающей нормы, может быть определена на основании результатов дополнительного комплексного обследования.

2.25. Изношенные корпуса задвижек, вентилей, клапанов и других деталей по результатам осмотра должны отбраковываться, если уплотнительные элементы арматуры и корпус износились настолько, что не обеспечивают безопасную работу трубопровода, и отремонтировать их невозможно.

2.26. Фланцы по результатам осмотра должны отбраковываться, ели при разборке обнаружены неудовлетворительное состояние уплотнительных поверхностей, трещины, раковины и другие дефекты, не подлежащие ремонту.

2.27. Прокладки многократного пользования (овальные, линзовые, зубчатые, спирально-навитые и др.) по результатам осмотра должны отбраковываться, если при разборке обнаружены: неудовлетворительное состояние рабочих поверхностей, трещины, забоины, сколы, раковины, деформации и пр.

2.28. Крепежные детали (шпильки, болты, гайки) по результатам осмотра должны отбраковываться, если выявлены трещины, срывы, выкрашивание ниток резьбы, коррозионный износ резьбы, изгиб болтов, шпилек, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней и округление ребер болтов и гаек, а также по результатам измерения резьбовыми калибрами типа Р-Р по ГОСТ 6485 , ГОСТ 2533 , ГОСТ 18465 , ГОСТ 18456 .

Толщинометрия

2.29. Замер толщины стенок трубопроводов должен производиться на участках, работающих в наиболее сложных условиях: отводах (коленах, гибах), тройниках, врезках, местах сужения трубопроводов, перед арматурой и после нее, в местах скопления влаги, веществ, вызывающих коррозию, застойных зонах, дренажах, тупиковых и временно неработающих участках, корпусах арматуры, воротниках фланцев, а также на прямых участках трубопроводов технологических установок через 20 м и менее и межцеховых трубопроводов через 100 м и менее. Обязательной толщинометрии подлежат отводы (колена, гибы) в местах со стороны большого и малого радиусов гиба, а также на нейтральной линии.

Число точек замера на элементах трубопровода определяется специалистами, проводящими обследование, с обеспечением надежной оценки толщины стенки.

Для подземных трубопроводов замер толщин стенок производится на элементах трубопровода в местах вскрытия.

2.30. При неудовлетворительных результатах необходимо сделать дополнительно более частые измерения толщины стенок по усмотрению специалистов, выполняющих обследование трубопровода. Количество замеров должно выявить дефектный участок.

2.31. Замер толщины стенки должен производиться, как правило, ультразвуковыми приборами (с указанием типа прибора) отечественного или импортного производства, прошедшими поверку и обеспечивающими заданную погрешность, указанную в паспорте (инструкции по эксплуатации). Места (точки) замеров толщины стенки наносятся на схемы трубопроводов, а результаты замеров - на схемы или в таблицы. При этом в результаты замеров элементов трубопроводов заносятся наименьшие значения толщины стенки.

2.32. Температура окружающего воздуха и контролируемого металла при замерах должна находиться в пределах, указанных в паспорте (инструкции по эксплуатации) прибора.

2.33. Поверхность в местах замера толщины стенки ультразвуковыми приборами должна быть освобождена от изоляции, шелушащихся слоев краски, грязи, защищены без заметных рисок, выпуклостей и углублений. Шероховатость поверхности в местах контакта с ультразвуковым преобразователем должна быть не хуже 40 мкм по ГОСТ 2789 .

2.34. Трубы, детали трубопроводов, изношенные корпуса литых задвижек, вентилей, клапанов, литых деталей, фланцы, сильфонные и линзовые компенсаторы подлежат отбраковке, если за срок, обеспечивающий остаточный ресурс или пробег до очередной ревизии, выполняемой предприятием - владельцем, фактическая толщина стенки из-за коррозионного и эрозионного износов уменьшится и станет равной или выйдет за пределы отбраковочных значений по паспорту, определенных в соответствии с требованиями п.п.13.49-13.53, 13.56, 13.57, РД 38.13.004-86 После подтверждения оплаты, страница будет

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ОТКРЫТОГО ТИПА «ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ

ПРОМЫШЛЕННОСТИ»

(АООТ «ВНИКТИнефтехимоборудование»)

МЕТОДИКА
оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов

Генеральный директор	А.Е. Фолиянц
Первый зам. генерального директора	Н.В. Мартынов
Зав. лабораторией аппаратов и трубопроводов (№13)	Ю.И. Шлеенков
Зав. отделом конструирования средств механизации (№ 16)	Н.Ф. Мелихов
Вед. научный сотрудник лаборатории аппаратов и трубопроводов (№13)	Н.Н. Толкачев

Волгоград - 1996

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая «Методика...» регламентирует необходимый объем работ и порядок их проведения, критерии оценки работоспособности при определении остаточного ресурса стальных технологических трубопроводов, применяемых для транспортировки жидких и газообразных веществ с различными физико-химическими свойствами в пределах от остаточного давления (вакуум) от 0,001 МПа (0,01 кгс/см 2) до условного давления 10 МПа (100 кгс/см 2) и рабочих температур от -196 °С до +700 °С, эксплуатация и ремонт которых осуществляются в соответствии с требованиями РД 38.13.004 -85.

1.3. Остаточный ресурс определяется для трубопроводов, если они:

· выработали установленный автором проекта расчетный срок службы или расчетный ресурс;

· не имели установленного расчетного срока службы или расчетного ресурса и находились в эксплуатации 20 лет и более;

· выработали разрешенный к дальнейшей эксплуатации ресурс сверх установленного срока службы или расчетного ресурса;

· временно находились при условиях нарушения режима эксплуатации на параметрах, превышающих расчетные (например, при аварии и пожаре);

· по мнению владельца требуют оценки остаточного ресурса.

1.4. Остаточный ресурс трубопроводов устанавливается на основании технического диагностирования по программе, включающей в себя следующий комплекс работ:

· обследование технического состояния трубопровода;

· исследование механических свойств, микроструктуры и химического состава металла (см. п. );

· оценка фактической нагруженности его элементов на регламентных параметрах его эксплуатации;

· прогнозирование остаточного ресурса трубопровода и его элементов;

· оформление и анализ результатов выполненного обследования технического состояния трубопровода и его элементов, исследований и расчетов;

· составления заключения (см. приложение ).

В программе необходимо указывать информацию по имеющейся лицензии (разрешения) на вид деятельности организации, проводящей техническое диагностирование (номер лицензии, дату выдачи, срок действия).

2. ОБСЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

2.1. Обследование производится с целью оценки технического состояния трубопровода и включает в себя:

Изучение технической документации, условий эксплуатации, информации о ранее проведенных ревизиях, выполненных ремонтах, имевших место отказах и их причинах;

Наружный осмотр;

Внутренний осмотр для участков трубопроводов, имеющих деформацию, когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение в качестве металла или элементов трубопровода;

Замеры твердости (выборочно) металла и сварных швов;

Толщинометрию;

Дефектоскопию одним из методов не разрушающего контроля (радиографический, ультразвуковой, магнито-порошковый, капиллярный или метод акустической эмиссии), которая производится в случаях, когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение в качестве металла или сварного соединения того или иного элемента трубопровода;

Оценку металлографических структур;

Стилоскопирование элементов, выполненных из легированных сталей в случае отсутствия данных по ним в паспорте трубопровода;

Отбор (вырезка) металла для контроля механических свойств, химического состава и микроструктуры;

Гидравлическое (пневматическое) испытание на прочность и плотность.

Необходимость и объемы работ по всем видам обследования приведены в соответствующих разделах.

Акт (протокол) должен быть подписан специалистами, проводящими обследование (см. п. ) и утвержден руководством предприятия - владельца трубопроводов.

Трубопроводы с неустраненными дефектами к дальнейшей эксплуатации не допускаются.

Прокладки между фланцами и заглушкой должны быть без хвостовиков.

2.7. Места и объем (полностью или частично) вскрытия тепловой изоляции должны устанавливаться специалистами, производящими об следование технического состояния трубопровода.

Ширина зачищенного участка сварного соединения, подготовленного для контроля, должна быть не менее 60 - 100 мм с каждой стороны шва по всей контролируемой длине данного сварного соединения.

2.9. Результаты обследования технического состояния трубопровода должны быть отражены в заключении (см. приложение ).

Изучение технической документации

При неудовлетворительных результатах контроля резьбовых соединений дополнительный объем устанавливают лица, проводящие обследование.

2.17. В местах, освобожденных от изоляции, после выполнения наружного осмотра трубопровод подлежит простукиванию молотком массой 1,0 - 1,5 кг с ручкой длиной не менее 400 мм с шарообразной шляпкой по всему периметру трубы, за исключением трубопроводов, выполненных из сталей, склонных к охрупчиванию. Состояние трубы определяется по звуку или по вмятинам у которые образуются при обстукивании.

2.18. Если в результате наружного осмотра, измерений толщины стенки и простукивания молотком возникли сомнения в состоянии трубопровода, то производится разборка участка трубопровода (вырезка катушки) для внутреннего осмотра или его отбраковка; внутренняя поверхность при этом должна быть очищена от грязи и отложений, а при необходимости, протравлена. При этом следует выбирать участок, эксплуатируемыйв неблагоприятных условиях, где возможны коррозия и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменение направления потока, образование застойных зон и т.п.

2.22. Измерить на участках трубопроводов, работающих при температуре выше 450 ℃ для углеродистых и выше 500 ℃ для легированных сталей, деформацию по состоянию на момент определения остаточного ресурса и проверить документацию по фиксированию наблюдений за ползучестью, если это предусмотрено действующими «Правилами...», «Регламентом...» или проектом.

Число участков, подлежащих вскрытию, в зависимости от условий эксплуатации трубопровода устанавливают специалисты, выполняющие обследование, исходя из следующих условий:

При контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью системы С-SСап и приборов типа АНПИ и ВТР-У, либо их аналогов, вскрытие производят в местах выявленных повреждений изоляции;

При отсутствии указанных средств инструментального контроля подземных трубопроводов вскрытие производят из расчета один участок на 200 - 300 м длины трубопровода.

2.26. Фланцы по результатам осмотра должны отбраковываться, если при разборке обнаружены неудовлетворительное состояние уплотнительных поверхностей, трещины, раковины и другие дефекты, не подлежащие ремонту.

2.27. Прокладки многократного пользования (овальные, линзовые, зубчатые, спирально-навитые и др.) по результатам осмотра должны отбраковываться, если при разборке обнаружены: неудовлетворительное состояние рабочих поверхностей, трещины, забойные, сколы, раковины, деформации и пр.

Толщинометрия

Число точек замера на элементах трубопровода определяется специалистами, проводящими обследование, с обеспечением надежной оценки толщины стенки.

для подземных трубопроводов замер толщин стенок производится на элементах трубопровода в местах вскрытия.

2.33. Поверхность в местах замера толщины стенки ультразвуковыми приборами должна быть освобождена от изоляции, шелушащихся слоев краски, грязи, зачищены без заметных рисок, выпуклостей и углублений. Шероховатость поверхности в местах контакта с ультразвуковым преобразователем должна быть не хуже 40 мкм по ГОСТ 2789 .

2.34. Трубы, детали трубопроводов, изношенные корпуса литых задвижек, вентилей, клапанов, литых деталей, фланцы, сильфонные и линзовые компенсаторы подлежат отбраковке, если за срок, обеспечивающий остаточный ресурс или пробег до очередной ревизии, выполняемой предприятием - владельцем, фактическая толщина стенки из-за коррозионного и эрозионного износов уменьшится и станет равной или выйдет за пределы отбраковочных значений по паспорту, определенных в соответствии с требованиями п.п. 13.49 - 13.53, 13.56, 13.57, РД 38.13.004-86 , либо достигли других отбраковочных признаков, указанных в этих пунктах, а крепежные детали - п.п. 13.54 и 13.55 РД 38.13.004-86 .

2.35. Следует учитывать, что для всех элементов трубопровода, корпусов арматуры и компенсаторов фактическая толщина стенки на момент обследования должна быть не менее величины, равной отбраковочной плюс прибавки на коррозионный и эрозионный износ за время назначенного остаточного ресурса (очередной ревизии).

Замер твердости

2.36. Замер твердости металла трубопровода и сварных соединений должен производиться в доступных местах для элементов трубопровода (труба, отвод (колено, гиб), переход, кованый (литой) тройник и др.), как правило, в местах выполнения толщинометрии. Допускается замер твердости элементов трубопровода и сварных соединений производить выборочно по одному представителю каждого, при этом выбор представителей должен осуществляться для группы однотипных элементов с одинаковым материальным исполнением, которые находятся в зоне максимальных силовых и тепловых нагрузок. В каждом месте, установленном специалистами, проводящими обследование, должно быть сделано не менее трех замеров.

Замер твердости выполняется во всех случаях, когда возникает сомнение в качестве металла или сварного шва.

Замер твердости шпилек и гаек производится выборочно (одного-трех изделий) не менее, чем на двух-трех трубопроводах технологической установки, работающих при температуре выше 450 °С для углеродистых и выше 500 °С для легированных сталей.

Места (точки) замеров твердости могут наноситься на схемы трубопроводов, а результаты замеров - на схему или в таблицу.

Дефектоскопия

2.40. дефектоскопия должна производиться одним из методов неразрушающего контроля (радиографический, ультразвуковой, акустикоэмиссионный, магнито-порошковый, капиллярный) в случаях, когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение в качестве металла или сварного соединения того или иного элемента трубопровода.

Кроме этого, необходимо выборочно провести контроль не менее двух стыков на двух - трех трубопроводах одной установки каждой марки стали, работающих при температуре выше 450 °С для углеродистых и выше 500 °С для легированных сталей.

2.41. Выбор метода дефектоскопии, назначение объема и мест контроля осуществляют специалисты, выполняющие обследование. При этом выбранный метод не разрушающего контроля должен наиболее полно выявить дефекты и их границы.

2.42. В случае обнаружения при осмотре участков поверхности трубопровода с трещинами, трещин в сварных соединениях дефектные участки следует удалить, а аналогичные участки выборочно подвергнуть дефектоскопии. При неудовлетворительных результатах дефектоскопии специалистами, выполняющими обследование, должно быть принято решение о дополнительном объеме контроля дефектоскопией.

2.43. Ультразвуковой контроль сварных соединений должен выполняться по ГОСТ 14782 в соответствии с отраслевыми стандартами или инструкциями, разработанными специализированными организациями.

Акустико-эмиссионный контроль проводится в соответствии с утвержденной Госгортехнадзором РФ нормативно-технической документацией по этому виду контроля.

Радиографический контроль сварных соединений должен производиться в соответствии с ГОСТ 7512 , инструкциями по радиографии или отраслевыми стандартами.

Магнитно-порошковый и капиллярный методы контроля должны выполняться согласно ГОСТ 21105 и ГОСТ 18442 соответственно и по отраслевым стандартам или инструкциям по данным методам контроля.

Результаты дефектоскопии оформляются заключением с указанием типа прибора (для радиографического или ультразвукового контроля). Заключение должно быть подписано специалистом второго уровня и руководителем лаборатории неразрушающего контроля.

Оценка металлографических структур

2.44. Металлографические исследования металла и сварных швов элементов трубопровода должны проводиться, когда по условиям эксплуатации (среда, температура, давление) и (или) выполненных ремонтных работ возможны изменения структуры металла, а также в следующих случаях:

Если значения твердости металла обследуемых элементов трубопровода ниже или выше допустимых нормативных значений;

Если трубопровод побывал в огне в результате пожара, аварии или стихийных бедствий;

По требованиям действующих нормативно-технических документов или проекта;

По усмотрению специалистов, проводящих обследование трубопровода.

2.45. Контроль микроструктуры неразрушающим (безобразцовым) методом проводится по действующим методикам непосредственно на наружной поверхности элементов и на сварных швах по репликам (оттискам) или переносным металлографическим микроскопом. Контроль микроструктуры на сварных швах производится по усмотрению специалистов, проводящих обследование.

Стилоскопирование

2.46. Стилоскопирование элементов трубопроводов и наплавленного металла сварных швов из легированных сталей производится в случаях отсутствия данных об их материальном исполнении, а также в случаях сомнения в материальном исполнении элементов трубопровода по усмотрению специалистов, проводящих обследование.

Отбор металла для контроля механических свойств, химического состава и микроструктуры

Под группой понимаются близкие по материальному исполнению и рабочим условиям, длительности эксплуатации трубопроводы одной технологической установки (объекта).

2.48. К контрольной вырезке металла предъявляются следующие требования:

Вырезка участка трубы должна производиться из наиболее нагруженного силовыми и температурными нагрузками места;

Длина участка трубы и их количество должны быть такими, чтобы обеспечить необходимую возможность изготовления требуемого количества образцов (из одного или нескольких, как правило, прямых участков трубы);

При исследования механических свойств сварного шва (продольного или поперечного) длина участка трубы должна быть такой, чтобы обеспечить необходимую возможность изготовления заданного количества образцов из сварных соединений и из основного металла;

Место вырезки участка трубы должно быть удобным для проведения работ по вырезке и сварке с соблюдением действующих норм по расстоянию между сварными соединениями.

2.49. Вырезка металла для исследования химического состава (отбор стружки, срубы) и микроструктуры (по вырезке, срубам) на одном трубопроводе из группы производится для легированных сталей в случаях отсутствия данных или сомнении в материальном исполнении элементов трубопровода по усмотрению специалистов, проводящих обследование.

допускается проводить исследование механических свойств, микроструктуры и химического состава безобразцовыми методами.

2.50. Контрольную вырезку участков труб производят механическим или газопламенным способами. Рекомендуется вырезать контрольные участки из мест, пораженных трещинами, коррозией, либо деформированные участки и прилегающий к ним «здоровый» металл.

2.51. В местах контрольной вырезки вваривается участок трубы из металла, как правило, аналогичной марки по разработанной технологии.

2.52. допускается в качестве контрольной вырезки участка трубы использовать металл, вырезанный при дефектации ремонте или замене труб.

Гидравлическое (пневматическое) испытание на прочность и плотность

2.53. При положительных результатах обследования технического состояния трубопровод подвергается гидравлическому (пневматическому) испытанию, а также испытанию на герметичность на давления, указанные в паспорте трубопровода.

Если в «Заключении...» о дальнейшей эксплуатации трубопровода остаточной ресурс будет установлен на пониженных рабочих параметрах, то величина давления при испытании должна быть назначена в «Заключении...» специалистами, выполняющими обследование, в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ, ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА И МИКРОСТРУКТУРЫ И МЕТАЛЛА

3.1. Исследование механических свойств металла производятся на образцах, изготовленных из контрольных вырезок труб (их участков).

Количество изготавливаемых образцов из контрольных вырезок, необходимость того или иного вида испытаний, температура образцов при испытании назначаются специалистами, выполняющими обследование, но во всех случаях для металлографического исследования и определения твердости должно быть не менее одного образца (шлифа), для остальных видов - не менее двух образцов, а для испытания на ударную вязкость - не менее трех образцов.

Схема раскроя контрольной вырезки на образцы выполняется специалистами, производящими обследование.

Гладкие цилиндрические диаметром 10 (5) мм, расчетная длина 100 (50) мм тип 1-Y ГОСТ 9651 .

для испытаний на растяжение при рабочих (повышенных) температурах:

Гладкие цилиндрические диаметром 10 (5) мм, расчетная длина 100 (50) мм по ГОСТ 9651 ;

Плоские образцы толщиной 10 мм по ГОСТ 9651 .

При изготовлении образцов на растяжение предпочтение следует отдавать пропорциональным плоским образцам натурной толщины, а в случае невозможности испытания образцов натурной толщины их надо утонять механическим путем со стороны, минимально подверженной эксплуатационным повреждениям.

Для испытания на длительную прочность по ГОСТ 10145 :

Гладкие цилиндрические диаметром 7 мм с начальной расчетной длиной 70 мм;

Гладкие цилиндрические диаметром 5 мм с начальной расчетной длиной 50 (25) мм;

Гладкие цилиндрические диаметром 10 (5) мм с начальной расчетной длиной 100 (50) мм.

Испытания образцов на ударный изгиб выполняются на образцах, подготовленных в соответствии с требованиями ГОСТ 9495 и имеющих концентратор вида « U ».

Образцы для испытания на изгиб изготавливаются в соответствии с требованиями ГОСТ 14919 . Испытываются образцы Натурной толщины. Рекомендуется одну их торцевых поверхностей образцов на изгиб готовить под металлографический микрошлиф, что позволит более точно проследить за развитием деформации и разрушением образца.

Измерения твердости выполняются на образцах, вырезанных из контрольных вырезок и изготовленных в соответствии с ГОСТ 9012 , ГОСТ 9013 , ГОСТ 2999 и др. применительно к выбранному методу измерения твердости.

Определение механических свойств сварного соединения в целом и его отдельных участков, а также наплавленного металла выполняется на образцах, изготовленных в соответствии с ГОСТ 6996 .

Предпочтение следует отдать образцам натурной толщины.

Допускается изменять форму и размеры головок образцов для проведения всех видов испытаний, не оговоренные требованиями соответствующих нормативных документов, в зависимости от способа их крепления в захватах испытательной машины.

Отбор проб металла (стружки) для определения химического состава выполняется по ГОСТ 7122 .

Образцы для проведения специальных исследований изготавливаются в соответствии с методиками проведения этих исследований.

3.5. Испытания образцов металла на растяжение и обработка результатов выполняются по ГОСТ 1497 и ГОСТ 9651 .

3.6. Испытания образцов металла на ударный изгиб и обработка результатов выполняются по ГОСТ 9454 .

3.7. Испытания образцов на механическое старение по ударной вязкости и обработка результатов выполняются по ГОСТ 7268 .

3.8. Испытания образцов металла на изгиб и обработка результатов испытаний выполняются по ГОСТ 14019 .

3.9. Испытания образцов металла на длительную прочность и обработка результатов выполняются по ГОСТ 10145 .

3.10. Испытания образцов сварного соединения и обработка результатов выполняются по ГОСТ 6996 .

3.11. При получении неудовлетворительных результатов по какому-либо виду механических испытаний допускается повторное испытание на удвоенном количестве образцов, вырезанных из тех же контрольных вырезок, по тому виду механических испытаний, которые дали неудовлетворительные результаты. Если при повторном испытании хотя бы на одном из образцов были получены результаты, не удовлетворяющие установленным нормам, общая оценка испытаний считается неудовлетворительной.

3.12. Показатели механических свойств при испытаниях должны определяться как среднее арифметическое результатов испытаний отдельных образцов. Общий результат следует считать неудовлетворительным, если хотя бы один из образцов по любому виду испытаний далее результаты, отличающиеся от установленных норм в сторону уменьшения более, чем на 10 %, а по ударной вязкости не более, чем на 10 дж/см 2 (1 кгс м/см 2).

3.13. Механические характеристики основного металла элементов трубопровода и сварных соединений должны быть не ниже норм, установленных в действующей нормативно-технической документации.

3.14. Металл элементов трубопровода и металл сварного соединения бракуются, если их твердость достигла значений, указанных в п. настоящей «Методики...».

3.15. Условия проведения испытаний, не упомянутых в настоящей «Методике...», и обработка их результатов оговариваются в методиках этих испытаний. Методики должны быть утверждены специализированной организацией, если на них нет нормативных или методических документов.

3.16. Металлографические исследования металла контрольных вырезок и сварных соединений проводят для оценки микроструктуры, возможного ее изменения под влиянием длительной эксплуатации. Исследования проводят на образцах (шлифах) металла и сварных соединений.

3.17. Образцы подготавливаются как металлографические шлифы, которые, как правило, должны быть во всю толщину исследуемого металла (для сварного соединения - поперек). допускается изготавливать несколько образцов (шлифов) при толщине трубы более 30 мм так, чтобы имелась возможность просмотра микроструктуры по всей толщине исследуемого металла.

Образцы (шлифы), вырезанные из сварного соединения, должны обеспечить просмотр микроструктуры по всему сечению сварного шва, включая и зону термического влияния.

Образцы (шлифы) не должны иметь «заваленных» плоскостей по кромкам наружной и внутренней поверхностей трубы, из которой вырезан образец. Это необходимо для выявления возможных поверхностных нарушений микроструктуры металла.

Место вырезки образца (шлифа) из контрольной вырезки определяется специалистами, выполняющими работу по исследованию металла.

3.18. Просмотр микроструктуры выполняется на металлографических микроскопах при кратности увеличения не менее 100х. Выбор кратности увеличения осуществляется специалистами, проводящими металлографические исследования.

3.19. При необходимости, для выполнения исследований могут применяться электронографические, рентгеноструктурные, фазовые и другие методы исследования металла.

Решение о необходимости этих исследований принимается специалистами, проводящими исследование металла.

металлографическую оценку микроструктуры по ГОСТ 5640 ;

определение величины зерна по ГОСТ 5639 ;

определение степени сфероидизации перлита по шкале Всесоюзного теплотехнического института;

В качестве эталонов микроструктуры используются данные ГОСТ 8233 .

При металлографическом исследовании металла особое внимание обращается на наружную и внутреннюю поверхности, где возможно наличие трещин, может быть коррозия под напряжением, а также другие дефекты. В случае обнаружения дефектов микроструктуры металл может быть подвергнут дефектоскопии, дополнительному специальному исследованию по оценке влияния этих дефектов на его работоспособность или подлежит отбраковке.

3.21. На основании анализа результатов исследований основного металла и металла сварных соединений (если выполнялось исследование сварного соединения) специалистами, проводившими исследования и испытания, дается оценка (заключение) о работоспособности металла и о возможности его дальнейшей эксплуатации.

4. ОЦЕНКА ФАКТИЧЕСКОЙ НАГРУЖЕННОСТИ ОСНОВНЫХ НЕСУЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ

4.1. Оценка фактической нагруженности основных несущих элементов трубопровода может быть осуществлена расчетным, экспериментальным или комплексным (совокупность расчетного и экспериментального) методами. Решение о применяемом методе принимают специалисты, выполняющие обследование.

5. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

5.1. Прогнозирование остаточного ресурса трубопровода базируется на результатах обследования технического состояния, исследования механических свойств и микроструктуры металла, оценки фактической нагруженности основных несущих элементов трубопровода и гидравлического (пневматического) испытания пробным давлением.

Оценка остаточного ресурса определяется типом основного повреждающего фактора, действующего на элементы трубопровода.

5.2. Прогнозирование остаточного ресурса производится только для трубопровода, техническое состояние которого по результатам обследования и исследования механических свойств и структуры металла оценивается как удовлетворительное.

5.3. Оценка остаточного ресурса основных несущих элементов трубопровода, повреждающим фактором для которого является общая коррозия, производится по формуле:

Т ОСТ = К(S ф - S ОТБ )/А ф,

где Т ОСТ - остаточный ресурс элемента, годы;

S ф - фактическая толщина элемента, мм;

S ОТБ - отбраковочная толщина элемента, мм;

К - коэффициент, зависящий от категории и срока службы трубопровода без замены;

А ф - фактическая скорость коррозионного и эрозионного износа, мм/год;

Для трубопроводов 1 категории, проработавших без замены:

до 20-ти лет включительно - К = 1,00;

более 20-ти до 30-ти лет включительно - К = 0,95;

более 30-ти лет - К = 0,90.

Для трубопроводов II и III категорий, проработавших без замены:

до 30-ти лет включительно - К = 1,00;

более 30-ти лет - К=0,95.

Для трубопроводов IV и V категорий, проработавших без замены:

до 20-ти лет включительно и более - К = 1,00.

Значение отбраковочной толщины может приниматься из паспорта или из расчета с учетом фактических свойств металла.

Фактическая скорость коррозии определяется из практики по данным, накопленным предприятием-владельцем трубопровода за время его эксплуатации с учетом результатов технических освидетельствований и результатов данного обследования.

За остаточный ресурс трубопровода принимается минимальное из полученных значений расчетного ресурса основных несущих элементов (труба, отвод (колено, гиб), переход, врезка, тройник (кованный, литой) и др.), которое обеспечит безопасную эксплуатацию трубопровода в течение прогнозируемого назначенного ресурса.

В тех случаях, когда расчетный остаточный ресурс трубопровода превышает десять лет, остаточной ресурс принимается равным десяти годам.

По истечении установленного остаточного ресурса трубопровода для оценки возможности его дальнейшей эксплуатации необходимо определение нового остаточного ресурса в соответствии с настоящей «Методикой...».. . Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см 2). - М.: Химия, 1988. -287 с.

25. Технические указания регламент по эксплуатации оборудования установок каталитического риформинга и гидроочистки, работающего в водородосодержащих средах. - М.: ВПО «Союзнефтеоргсинтез», 1983.

26. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов - М.: НПО «Трубопровод», 1995.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ

1. Разработчик - АООТ «ВНИКТИнефтехимоборудование»

2. Зарегистрировано - АООТ «ВНИКТИнефтехимоборудование»

3. Вводится впервые.

Журнал "Новости теплоснабжения", № 8 август 2007, www.ntsn.ru

К.т.н. Е.В. Самойлов, начальник отдела диагностики, ООО «НПК Курс-ОТ», г. Москва

Данная статья посвящена основам разработки методики определения остаточного рабочего ресурса трубопроводов тепловых сетей (работа выполнена по Контракту с Департаментом науки и промышленной политики г. Москвы).

Под остаточным рабочим ресурсом понимается время, отсчитываемое от момента проведения работ по определению фактического технического состояния трубопровода (диагностики) до того момента, когда считается, что трубопровод исчерпал свой рабочий ресурс, т.е. находится в «ветхом» состоянии. Для осуществления разработки расчета остаточного рабочего ресурса необходимо:

1. конкретизировать параметр оценки технического состояния;

2. определить значение рассматриваемого параметра, при превышении которого трубопровод считается «ветхим»;

3. определить динамику изменения параметра оценки технического состояния во времени.

Наиболее полно элементы для реализации данной схемы решения задачи даны в работе Е.Я.Соколова .

Для осуществления разработки указанной методики в первую очередь необходимо определить параметр и условие, по которому техническое состояние трубопровода считается «ветхим» и следует рассматривать вопрос о его капитальном ремонте (перекладке). В работе приведено выражение:

где - удельные капитальные затраты на сооружение нового теплопровода; - коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год; - доля ежегодных отчислений от капитальных затрат (на амортизацию, текущий ремонт и т.д.); - поток отказов, отказ/(п км.год); у - затраты на ликвидацию одного отказа с учетом расхода на компенсацию ущерба от перерыва в подаче тепла, руб./отказ.

Согласно (1), экономически целесообразный срок эксплуатации трубопровода определяется из условия, что годовые расчетные затраты при сооружении нового теплопровода равны или меньше ежегодных затрат на ликвидацию отказов действующего теплопровода.

Параметром, определяющим техническое состояние трубопровода, является поток отказов . Условие равенства в выражении (1) определяет пороговое значение указанного параметра , при достижении и превышении которого следует рассматривать вопрос о перекладке трубопровода.

Следуя предложенной схеме решения, при проведении работ по диагностике технического состояния трубопровода, результаты должны быть представлены через параметр поток отказов или аналогичный ему. Тогда, осуществив диагностику, мы в первую очередь получаем результат, на основании которого делается заключение о допустимости дальнейшей эксплуатации или необходимости проведения капитального ремонта трубопровода.

Для конкретизации, в качестве базовой выбрана технология диагностики трубопроводов тепловых сетей акустическим методом , в первую очередь потому, что результаты диагностики (уровень напряжений или дефектности) представляются через параметр аварийно-опасность, аналогичный потоку отказов.

Кратко о методе, с помощью которого проводится оценка технического состояния трубопроводов транспорта жидких сред . Технология диагностики разработана целенаправленно для трубопроводов теплоснабжения .

Диагностируются трубопроводы наземной и подземной, канальной и безканальной прокладки, диаметром от 80 мм и более, находящиеся в режиме эксплуатации при давлении более 0,25 МПа и при обязательном наличии тока воды. Работы осуществляются путем расстановки датчиков на трубу в точках доступа по концам обследуемого участка. Производится запись акустических сигналов, распространяющихся по трубе. Далее осуществляется обработка записей на компьютере с помощью специальной программы.

При обработке записей оператор получает информацию о местоположении и уровне повышенных напряжений на трубе, обусловленных различными дефектами конструктивных элементов, которые в 70-80% случаев представляют коррозионное утонение стенки трубы (рис. 1).

О техническом состоянии трубопровода, возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости проведения ремонтных работ (перекладки) судят путем сравнения значения коэффициента аварийно-опасности, полученного по результатам диагностики, с предельным, приведенным в РД .

Для описания динамики изменения параметра, описывающего техническое состояние трубопровода, можно воспользоваться зависимостью, приведенной в работе для параметра потока отказов:

Где - срок действия теплопровода, отсчитываемый от года ввода в эксплуатацию; - наработка на первый отказ; - число лет после первого отказа, за которые поток отказов достигнет значения (1/км.год). Проанализируем зависимость (2).

1. Отсчет осуществляется от момента образования первой аварии , т.е. характер изменения технического состояния трубопровода до первой аварии не учитывается.

2. Крутизна кривой, которая отражает скорость «старения» трубопровода задается коэффициентами . Первый из них определяется на основании данных диагностики (определение потока отказов осуществленной в tiгод эксплуатации) по формуле:

3. Оба коэффициента зависят от параметра - наработка на первый отказ. Таким образом, для того чтобы воспользоваться формулой (2) для описания динамики «старения» трубопровода необходимо в первую очередь иметь точную информацию о времени возникновения первой аварии.

Однако, рассмотрим следующий пример. Пусть мы имеем трубопровод длиной 1 п км, находящийся по всей длине в одинаковом техническом состоянии - одинаковый уровень «старения». На трубопроводе через время происходит первая авария, т.е. мы можем перейти к описанию динамики «старения». Но, на практике осуществляется рассмотрение технического состояния труб на единичном участке - от одной тепловой камеры до второй! Длина единичного участка в среднем составляет 100 м, чему соответствует 200 п м трубы (подающая + обратная).

Рассматриваемый 1 п км трубопровода состоит из пяти единичных участков. Так как течь была только одна, для описания динамики старения определен только один из пяти участков. Вопрос: как определить (найти) еще четыре участка, для которых необходимо применить тот же закон «старения», не дожидаясь, когда на них произойдет авария. Причем, если авария произойдет на одном из оставшихся участков, то она будет уже второй на заданном интервале длиной 1 п км.

Таким образом, из практических соображений, параметр - наработка на первый отказ, не определен!

Сохраняя закономерность описания динамики старения трубопровода (2), зададим зависимость изменения коэффициента аварийно-опасности в виде:

Где - коэффициент аварийно-опасности; предельное значение коэффициента аварийно-опасности; - время эксплуатации трубопровода.

В данном случае динамика изменения параметра аварийно-опасность задается коэффициентами A и B.

Значение коэффициента A примем связанным с факторами интенсификации коррозии, которые фиксируются при проведении работ по диагностике участка трубопровода. Коэффициент A описывает общую, среднестатистическую закономерность «старения» трубопровода.

Трубопроводы – кровеносная система цивилизации. Но они могут выходить из строя. Как определить, когда есть смысл ремонтировать систему, а когда ее срок службы уже истек? Для таких целей разработана методика оценки остаточного ресурса трубопроводов. Следуя изложенной в материале технологии, вы без труда определите, на что еще способна сеть или примите решение ее менять (полностью либо фрагментарно).

Трубы, невзирая на свою мощь, не могут служить долго

Понятие остаточного ресурса трубопроводов

Из самого словосочетания можно догадаться, что понятие подразумевает срок пригодности системы (в целом и по частям) к дальнейшей эксплуатации. Например, покупая колеса для автомобиля, вы знаете, что они могут прослужить сколько-то сезонов. Однако в случае осторожного обращения с шинами либо неинтенсивного пользования машиной, резина может прослужить дольше заявленного производителем срока. И наоборот: если вы эксплуатируете колеса нещадно, игнорируя правила ухода, изделия станут непригодными для эксплуатации раньше положенного времени. Определяется степень износа путем осмотра, измерений, проб. По аналогии все происходит и с трубопроводами, только технология намного сложнее, поэтому проводят оценку, как правило, специализированные службы. Они же и дают рекомендации, что делать дальше.

Если говорить научным языком, остаточный ресурс – это суммарная наработка конструкции, начиная от времени его технического обследования и до момента предельного состояния, при котором продолжать пользование системой нецелесообразно/недопустимо, а восстанавливать рабочее состояние бессмысленно.

Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов проводится не ради любопытства, а для эффективного распределения бюджета на содержание коммуникаций и самое главное – безопасности. Кроме того, это мероприятие не добровольное, а обязательное, по крайней мере, для технологических сетей. Прописан такой порядок в «Общих правилах взрывоопасности для производств».

Не всегда сеть бракуется полностью, порой достаточно заменить лишь отдельные элементы цепи или отремонтировать существующие. Пример вы видите на фотографии ниже.

Пример схемы распределения остаточного ресурса трубопровода

Методика определения остаточного ресурса, статус которой регламентируется специальными службами, иногда бывает «палочкой-выручалочкой». В среднем срок службы технологических коммуникаций варьируется в пределах 20 лет. Взяв во внимание накопленный соответствующими службами опыт проведения оценки на основе методики, можно смело утверждать, что большинство труб превышает остаточный ресурс работоспособности, если сравнивать его с проектным показателем. Выходит, благодаря проверке можно экономить ресурсы и бюджет.

Как проводятся испытания

Что собой представляет полезная методика? Фактически – это набор действий, испытаний, исследований, проб, расчетов, благодаря которым производится оценка остаточного ресурса. Испытываются сети при личном участии соответствующих профессионалов. Провести работы дистанционным образом не представляется возможным.

Обязательные процедуры обследования

В процессе оценки задействуют передовые технологии в сфере металловедения, механики разрушения, а также нормы расчетов для определения прочности. В ходе оценки изучается и техническая документация на элементы сети, условия эксплуатации деталей.

Среди процедур обследования числится:

металлографическая проверка структур;
испытания на прочность;
исследование химического состава материала;
контроль механических свойств;
испытания на плотность;
оценка фактической нагруженности несущих частей;
толщинометрия;
дефектоскопия;
проверка пробным давлением;
определение повреждающего фактора;
другие исследования – по ситуации и решению экспертов.

Это важно знать! Остаточный ресурс высчитывают только после тщательного внешнего осмотра сети, в результате которого можно сделать умозаключение, что структура металла и механические свойства материала сохранены хотя бы на оценку «удовлетворительно».

Будьте готовы и к таким сюрпризам

Формула расчета

И ближе к делу. Поговорим о формуле, по которой определяется ресурс трубопровода и дальнейшая судьба сети.

Показатель (в годах) = К(S1– S2)/Иф,

Иф – скорость (фактическая) износа (измеряется в мм за год);
S1 – фактическая толщина труб;
S2 – отбраковочная толщина деталей;
K – специальный коэффициент (в зависимости от срока работы сети без ремонта/замены элементов).

И о последнем показателе детальнее. Коэффициент зависит от возраста и категории трубопровода и равняется:

при 1 категории, подразумевающей пригодность до 20 лет без замены, коэффициент равен 1;
такая же категория при работе в течение 20-30 лет – показатель составляет 0,95;
пригодность более 30 лет при 1 категории подразумевает коэффициент равный 0,9;
для элементов 2-3 категории, служащих без замены в течение 30 лет, коэффициент равняется 1;
если трубопроводы такой категории пригодны срок, превышающий 30 лет, показатель составляет 0,95;
прослужившие верно – без замены элементы 4-5 категорий имеют коэффициент равный 1.

Что касается данных по отбраковочной толщине, то их вы можете найти в паспорте на приобретенное и установленное изделие. Если же документ утерян, то придется исчислять данный показатель, опираясь на изучение фактических свойств материала, из которого изготовлены элементы трубопровода.

Как высчитывается показатель фактической коррозии материала? Идеальный вариант – хранить данные прошлых лет с минувших проверок, включая акты технического осмотра и профессионального освидетельствования состояния частей трубопровода.

Составление заключения

Чтобы определить остаточный ресурс правильно, важно не только провести вышеуказанные исследования, а и учесть, что из результатов по отдельно взятым элементам системы (трубам, тройникам, отводам, переходам и т.д.) следует брать за основу минимальный из них. Только такой подход может гарантировать безопасную работу сети на протяжении оставшегося срока эксплуатации.

Оформление заключения – важная составляющая процесса. Проследите, чтоб вам выдали все необходимые документы и приложения к ним. Какие именно нужны бумаги, можно узнать из методики, утвержденной и принятой к руководству в вашей организации.

Проследите, чтобы все акты, освидетельствования и другие заключения были подписаны службой, выполняющей работы. Прилагать полученные в ходе исследования данные к делу можно только после второй подписи – же со стороны вашей организации. Эти документы необходимо хранить, поскольку они станут платформой для проведения последующих оценок остаточного ресурса сетей.

Примеры обнаруженных дефектов сети

Важные моменты

Запомните подсказки, используя которые вы сможете быть всецело уверенными в том, что оценка остаточного ресурса прошла максимально производительно.

Во время осмотра труб не надейтесь исключительно на свои глаза, используйте оптику, фонарики, эндоскоп, лупу и другие подходящие «девайсы».
Пристальное внимание уделяйте проблемным участкам трубопровода, подверженным вибрациям, негативному воздействию сил природы и перепадам потока. К таковым относятся колена, тройники, отводы, дренажные системы, фрагменты сети, подверженные скоплению влаги. Также следует тщательно осматривать места соединения элементов, где могут наблюдаться пропуски.
После визуального осмотра места, избавленные от изоляции, проверяют методом простукивания. Для этих целей следует «вооружиться» молотком, оснащенным 40-сантиметровой ручкой и массой до полутора килограмм. «Диагноз» трубам ставится по наличию и размерам вмятин, а также звуку. Если в ходе простукивания появляются подозрения в целостности материала, часть конструкции разбирается, очищается, протравливается, подвергается ремонту. Возможна и замена вышедшего из строя фрагмента системы.
Осмотр подземных частей трубопровода – отдельная тема. Нужно вскрыть грунт. Сделать яму глубиной 2 метра. Далее произвести осмотр по описанному выше сценарию.
Прокладки и крепежи меняйте при малейших проявлениях износа (трещины, изгибы, сглаживание ребер изделий и др.).

Если все будете делать своевременно и качественно, сеть прослужит вам дольше данного ей производителями срока

И самое главное – поручайте делать оценку остаточного ресурса только проверенным компаниям с незапятнанной репутацией, ведь халтура во время работ может спровоцировать беду.

Видео: программа расчета ресурса трубопроводов

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http :// www . allbest . ru /

1. Исходные данные

2.1 Методика расчета

3.1 Методика расчета

4.1 Методика расчета

5.1 Методика расчета

6.1 Методика расчета

Заключение

1. Исходные данные

Обозначение: - диаметр, толщина стенки трубы; Н- глубина заложения трубы; -рабочая температура; t- время эксплуатации; -отношение фактических напряжений в результате эксплуатации; - среднее удельное сопротивление в месте повреждения изоляции; -усредненная глубина фронтальной коррозии; -глубина язвенной коррозии в зоне действия фронтальной коррозии.

2. Определение остаточного ресурса изоляции

2.1 Методика расчета

Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению R ф в сравнении с критическим (предельным) R к значением конечного переходного сопротивления труба-грунт.

Критическое (предельное) переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения:

где - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м;

D - наружный диаметр трубопровода, м;

Н - глубина от поверхности земли до верхней образующей трубопровода, м;

h - толщина стенки трубы, м.

Решать уравнение следует методом подбора значения R к , обеспечивающего равенство левой и правой частей уравнений с точностью 0,5.

Если фактическое значение переходного сопротивления меньше критического (R ф< R к ), делается вывод о полной деградации изоляционного покрытия на данном участке газопровода.

Если 2 R к ? R ф ? R к , то покрытие находится на пределе защитных свойств.

Если R ф > 2R к и имеется только пассивная защита газопровода, то рассчитывается остаточный срок службы изоляционного покрытия.

Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по переходному сопротивлению (t ост , год) проводится по формуле:

где б - постоянная времени старения (), рассчитываемая по формуле:

где - переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода (принимается по табл. 1.). Берется реально измеренное значение для данного участка. Для полиэтилена экструдированного: = 3·105 Ом·м2.

2.2 Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия

В результате диагностирования было определено: газопровод из стальных труб наружным диаметром D = 0,273 м и толщиной стенки трубы h = 0,012 м проложен в грунте средней коррозионной активности с удельным сопротивлением = 40 Ом·м на глубине Н = 1,5 м. Его переходное сопротивление, замеренное в шурфе, R ф = 150 Ом·м2, а исходное значение, принимаемое по табл. 1, R 0 = 300000 Ом·м2. Время эксплуатации t ф = 35 лет. Подставляем имеющиеся значения в формулу (1):

Решаем полученное уравнение методом подбора с точностью не ниже 0,5 Ом·м2.

Принимаем величину критического переходного сопротивления R к = 91,86 Ом·м2.

Проверяем выполнение условия R ф > 2R к , 150 > 2·91,86 > условие не выполняется покрытие находится на пределе защитных свойств.

По формулам (3) и (2) проводим расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия:

Таким образом, по результатам расчета, -1,86 лет назад на продиагностированном участке газопровода снизилось переходного сопротивления изоляционного покрытия за допустимые пределы, и должно было быть принято решение о дальнейших противокоррозионных мероприятиях, в том числе с применением пассивной и активной электрохимической защиты.

3. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла

3.1 Методика расчета

Определение физико-механических свойств металла приведено для условий: температура 20?С, избыточное давление для природного газа - 1,2 МПа, для паров, содержащих сероуглерод - 1,6 Мпа. Другие условия эксплуатации газопровода учитываются применением соответствующих поправочных коэффициентов k 1, k 2, K 3, K 4 и в формулах (4), (10).

Исходные механические характеристики металла труб в начале эксплуатации (??т0, ??в0, a и0) принимаются по исполнительной документации на газопровод (данные базового шурфа или сертификата качества) и, как исключение, при отсутствии их - по минимальным значениям механических характеристик стальных труб, приведенным в табл. 2, в которой для упрощения расчетов марки сталей всех степеней раскисления объединены в две группы по близости механических свойств.

Таблица 2 Минимальные значения механических характеристик стальных труб (средние по маркам стали)

При длительной эксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металла труб, в том числе: снижение пластичности, выраженной в сближении величин предела текучести??т и временного сопротивления??в; снижение ударной вязкости a и (KCU).

Допустимые значения перечисленных критериев, приведенных к температуре 20?С, для труб из малоуглеродистой стали должны быть в пределах??тф/ ??вф? 0,9; a иф (KCU)20?с? 30 Дж/см2.

Предельно допустимые значения фактических кольцевых напряжений (??киф) в стенке газопровода должны быть не более 0,75 ??т.

Снижение пластичности металла труб в результате старения, т.е. зависимость основных механических характеристик (??в, ??т) от времени эксплуатации газопровода, можно представить в виде функции, значение которой определяются по формуле:

где a , b , c , e - параметры, отражающие процесс старения, значения которых приведены в таблице 3;

k 1 и k 2 - поправочные коэффициенты условий эксплуатации.

Значения коэффициентов k 1 и k 2 для расчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, вычисляются по формулам:

при изменении данных по температуре:

при изменении данных по давлению:

где ?Т , ?С и ?Р - разность среднегодовой температуры грунта Тф на уровне заложения газопровода и действующего давления Рф от базовых значений (20 ?С и 1,2 Мпа): ?Т = Тф - 20 ?С;

?Р = Рф - 1,2;

a т, b т, c т - параметры, учитывающие влияние изменения температуры на пластичность, принимаются по табл. 3.

Таблица 3 Параметры для расчета фактических механических свойств металла по пластичности

Параметры	Величина для стали

Определение остаточного срока службы, представленное на рис.1 и 2, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции ш, формула (4), с интервалом точности (+10 %) в виде двух кривых: ш и ш1 - верхней границы 10 % - ного интервала точности кривой ш в координатах «??т/??в - время» и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: ??т/??в = 0,9 и??т/??в = ??тф/??вф получены по данным шурфового контроля в ходе диагностирования.

3.2 Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла

При обследовании технического состояния участка газопровода наружным диаметром 273 мм установлено: материал Ст4 (группа А), ??т0 = 216 МПа, ??в0 = 362 МПа, h 5,0 МПа, температура в шурфе трубопровода 15 ?С, время эксплуатации tф = 35 лет.

Строим график функции ш по формуле (4) с интервалом точности (+10 %) в виде двух кривых: ш и ш1 = ш + 0,1ш и три прямые: ??т/??в = 0,9; ??т/??в = ??тф/??вф = 0,75 и t = t ф = 35 лет (рис.1).

Находим абсциссу точки пересечения кривой ш1, с прямой??т/??в = 0,9, t кр = 50 лет. Определяем точку пересечения прямой t = t ф и??т/??в = ??тф/??вф, Zф. Точка Zф попадает в интервал точности функции ш, уточнения параметров функции ш не требуется, следовательно: t ост = t кр - t ф = 50-35=15 лет - остаточный срок службы по пластичности.

Рис.1 - Остаточный ресурс газопровода по изменению пластичности

4. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла

4.1 Методика расчета

Снижение трещиностойкости (ударной вязкости) металла труб в результате старения, т.е. зависимость ударной вязкости а н от времени эксплуатации газопровода можно представить в виде:

где л, в, м - параметры, отражающие процесс старения г, з относительно исходного значения ударной вязкости а н0, приведены в табл. 4.

Таблица 4 Параметры, необходимые для определения ударной вязкости

Параметр
	0,002932а н0	0,0046572 а н0
	0,0127966а н0	0,0423572 а н0
	1,025088а н0	0,9989 а н0
	0,0001435а н0	0,001612 а н0
	0,0000000056а н0	0,0000000053 а н0

Исходное значение ударной вязкости а н0 выбирается по данным базового шурфа или по табл.2.

При эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, расчетные значения ударной вязкости изменяются на величину поправочных коэффициентов K 3 и K 4, которые определяются по формулам:

при отличии температуры Т ф от базовой (Т ф? 20 ?С)

и при отличии давления от базового Р ? 1,2 МПа (для сероуглерода - 1,6 МПа)

где nт, mт - параметры, учитывающие влияние изменения

uт - температуры на ударную вязкость (приведены в табл.4).

И тогда: служба изоляционный газопровод дефект

где а пф - фактическая величина ударной вязкости материала в точке замера,

Определение остаточного срока службы. Представленное на рис. 2, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции а н формула (7), с интервалом точности (-10%) в виде двух кривых: а н, формула (7), и а 1 - нижней границы 10%-ного интервала точности кривой а н в координатах «ударная вязкость - время» и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: а н =30 Дж/см2; а н = а пф. Значение а пф получено по данным шурфового контроля в ходе диагностирования.

Пусть t кр - абсцисса точки пересечения кривой а 1 с прямой а н = 30 Дж/см2. Определяем точку пересечения прямых t = t ф и а н = а пф. В случае, когда указанная точка попадает в интервал точности функции по формуле (7) или в область над кривой а н, разность t кр - t ф дает искомую величину остаточного срока службы t ост = t кр - t ф. Если же полученная точка окажется за пределами интервала точности (в области под кривой а 1), следует уточнить параметры табл.4, используемых в функции формулы (7) или вместо t ф использовать для расчета условно-фактическое время эксплуатации газопровода t уф, равное абсцисс точки пересечения кривой а 1 с прямой а н = а пф. В этом случае t ост = t кр - t уф.

4.2 Расчет срока службы по изменению ударной вязкости

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 273 мм установлено: материал - Ст4 (группа А), а н0 = 78,4 Дж/см2, а пф = 67,86 Дж/см2, h 0 = 12 мм, внутреннее давление 5,0 МПа, температура в шурфе трубопровода 15 ?С, время эксплуатации t ф = 35 лет.

Строим график функции а н по формуле (7) с интервалом точности (-10%) в виде двух кривых: а н и а 1 = а н - 0,1а н и три прямые: а н = 30 Дж/см2, а н = а пф =67,86 Дж/см2 и t = t ф = 35 лет (рис.2).

Находим абсциссу точки пересечения кривой а 1 с прямой а н = 30 Дж/см2, t кр = 66 лет. Определяем точку пересечения прямой t = t ф и а н = а пф, Zф. Точка Zф попадает в интервал точности функции а н, уточнения параметров функции а н не требуется, следовательно: t ост = t кр - t ф = 66 - 35 =31 год - остаточный срок службы по ударной вязкости.

Рис.2 - Остаточный ресурс газопровода по изменению ударной вязкости

5. Расчет остаточного срока службы газопровода при действии фронтальной (общей) коррозии металла

5.1 Методика расчета

Остаточный срок службы t ост с учетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид:

где??max = 0,75??т;

t 0 - максимальное время до разрушения ненапряженного элемента конструкции (газопровода) в годах, определяемое по формуле:

где??max - фактически действующие кольцевые напряжения, МПа, с учетом уточнения стенки трубы при сплошной коррозии вычисляются по формуле:

где D - наружный диаметр газопровода, мм;

Кц0 - начальное кольцевое напряжение, МПа, определяемое по формуле:

где h 0 - толщина стенки трубы в начале эксплуатации, мм;

V к - средняя скорость коррозии, мм/год, определяемая по формуле:

где h т - толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта), мм;

Кцр - допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа;

K н - константа рабочей среды, МПа-1, определяемая по формуле:

где V - мольный объем стали, равный 7,0 см3/моль;

R - универсальная газовая постоянная, равная 8,31 Дж/(моль?К);

Т - фактическая температура при эксплуатации Тф (К).

5.2 Расчет остаточного срока службы при действии фронтальной коррозии

h 0 = 12 мм, внутреннее давление Р = 5 МПа, время эксплуатации t ф = 35 лет, грунт - суглинок, обнаружена общая (фронтальная) коррозия, толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта) h т = 6,1 мм (h0 - dф.яз).

Определяем по формулам (14) и (13) начальное кольцевое и фактически действующие кольцевое напряжение с учетом утонения стенки трубы:

Кц0 = 5 ? (0,273-2?0,012) / (2?0,012) = 51,88 МПа;

Кцф = 5 ? (0,273-2?0,012) / (2?0,0061) = 102,05 МПа.

Max = 0,75??т = 162 МПа.

По формуле (15) определяем среднюю скорость коррозии:

Определяем по формуле (12) максимальное время «жизни» ненапряженного элемента:

t 0 = (0,012/0,17) ? (1-51,88 / 162) = 48,39 года.

Согласно формуле (11) находим остаточный срок службы:

t ост = 48,39?exp (-7/(8,31 ? 288) ? 0,5 ?162?(102,05/162)0,5?162) - 35 = 5,10 лет.

6. Расчет остаточного срока службы газопровода при наличии язвенной (питтинговой) коррозии металла

6.1 Методика расчета

Повреждение труб в виде коррозионных язв (питтингов) приводят к неравномерному распределению напряжений в стенки газопровода, увеличивая их в местах наиболее глубоких повреждений.

Остаточный срок службы с учетом язвенной (питтинговой) коррозии и действующих напряжений определяется по формуле:

где h деф - критическая глубина дефекта при действующем уровне напряжений, мм;

h тр - глубина дефекта в зоне максимальных повреждений, мм;

V кор - скорость коррозии, вычисляемая по формуле (15) и скорости роста дефекта в плоскости трубы:

где d i - наибольший размер коррозионной язвы по верхней кромке, мм; ??max = 0,75??т.

6.2 Расчет остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 273 мм установлено: материал - Ст4 (группа А), ??т = 216 МПа, ??в = 362 МПа, h 0 = 12 мм, внутреннее давление Р ф = 5 МПа, время эксплуатации t ф = 35 лет, грунт - суглинок, обнаружена точечная (питтинговая) коррозия, толщина стенки трубы в зоне коррозионного дефекта h т = 6,1 мм с размером (по верхней кромке) d i = 48 мм.

Определим??max = 0,75??т = 162 МПа.

Определяем по формуле (20) критическую глубину дефекта:

Аналогично предыдущему примеру скорость коррозии (15):

Скорости роста дефекта в плоскости трубы (18):

Скорость коррозии:

Согласно формуле (17) определим остаточный срок службы:

Заключение

За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из параметров: пластичности металла труб; ударной вязкости металла; напряженно-деформированному состоянию в местах коррозионных язв (питтингов).

При ремонте или замене (вырезке) пораженного язвенной или фронтальной коррозией участка расчет остаточного срока службы металла труб для этого участка не производится, а определение остаточного срока службы производится по другим параметрам.

Результаты расчета остаточного срока службы газопровода достоверны при рабочем давлении газа, создающем напряжение в стенки трубы не более 0,3 ??в.

Пораженный язвенной коррозией участок необходимо заменить не позднее чем через два года.

Минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по остальным параметрам составляет - -1,87 лет и этим параметрам является пластичность металла труб газопровода.

Таким образом, остаточный срок службы газопровода истек 1,87 года назад.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Определение выталкивающей силы воды на единицу длины газопровода. Расчет коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода. Нагрузка от упругого отпора газопровода при свободном изгибе газопровода в вертикальной плоскости.

контрольная работа , добавлен 01.02.2015

Общая характеристика газовой промышленности РФ. Анализ трассы участка, сооружаемого газопровода, состав технологического потока. Механический расчет магистрального газопровода, определение количества газа. Организация работ, защита окружающей среды.

дипломная работа , добавлен 02.09.2010

Теоретическое применение законов гидроаэромеханики для оценки параметров сети. Проектирование схемы газопровода и построение характеристики трубопровода. Модель расчета и описание характеристик движения газа. Порядок выполнения расчётов и их анализ.

курсовая работа , добавлен 20.11.2010

Основные этапы проектирования газопровода Уренгой-Н. Вартовск: выбор трассы магистрального газопровода; определение необходимого количества газоперекачивающих агрегатов, аппаратов воздушного охлаждения и пылеуловителей. Расчет режимов работы газопровода.

курсовая работа , добавлен 20.05.2013

Выбор рабочего давления и определение диаметра газопровода. Расчет свойств перекачиваемого газа. Определение расстояния между компрессорными станциями и их оптимального числа. Уточненный тепловой, гидравлический расчет участка газопровода между станциями.

контрольная работа , добавлен 12.12.2012

Характеристика трассы газопровода - п. Урдом Архангельской области. Описание проектируемой системы газоснабжения района. Гидравлический расчет газопровода. Автоматизация шкафного регуляторного пункта. Монтаж газопровода, его испытание после прокладки.

дипломная работа , добавлен 10.04.2017

Выбор рабочего давления газопровода и расчет свойств перекачиваемого газа. Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями. Установка газотурбинных агрегатов, оборудованных центробежными нагнетателями.

дипломная работа , добавлен 10.06.2015

Географическое положение, климатическая характеристика трассы газопровода Владивосток-Далянь. Расчет толщины стенки трубопровода, проверка ее на прочность, герметичность и деформацию. Проведение земляных и сварочно-монтажных работ в обычных условиях.

курсовая работа , добавлен 16.03.2015

Исследование главных вопросов комплексной механизации строительства участка газопровода. Выбор и обоснование используемых строительных, транспортных машин и оборудования, расчет их производительности. Разработка технологических схем проведения работ.

курсовая работа , добавлен 29.07.2013

Расчет производительности магистрального газопровода в июле. Определение физических свойств на входе нагнетателя. Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы магистрального газопровода. Оценка мощности газоперекачивающего агрегата.