Лабораторная работа № 6

«ПОРЯДОК ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА МГ»

Основные понятия изложены согласно ВРД 39-1.10-043-2001.

Магистральные газопроводы.

Газопровод (от места выхода с промысла подготовленного к дальнему транспорту газа) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения КС, УЗРГ, ПРГ, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола; КС и ГРС.

Заданный или установленный срок службы газопровода.

Срок службы газопровода (расчетный, амортизационный или любые другие формы записи срока службы), принятый на стадии проектирования объекта.

Продленный срок службы газопровода.

Срок службы, принятый для конкретного участка газопровода минимальной протяженности, с ограниченной возможностью его отключения, переключения или лупингования (независимо от сроков службы прилегающих участков) на основании комплекса организационных и инженерно-технических мероприятий, оценочных критериев прочности, надежности и остаточного ресурса. При назначении продленного срока службы газопровода не исключается реализация отдельных мероприятий по частичному восстановлению работоспособности локальных дефектных участков путем их ремонта и замены без существенных капитальных затрат.

В случаях, когда не требуются дополнительные капитальные затраты на частичное восстановление газопровода и обеспечивается надежность на продленный срок 10 и более лет, «Продленный срок службы» может совпадать с «Остаточным ресурсом газопровода».

Остаточный ресурс газопровода.

Срок надежного и безаварийного функционирования газопровода при фактическом его техническом состоянии, не требующем проведения дополнительных мероприятий и капитальных затрат. Порядок обследования и анализа технического состояния газопровода для принятия решения по продлению срока службы предусматривает комплекс организационно -технических мероприятий по основным направлениям: экспертная оценка газопровода и изучение реальных условий его эксплуатации; обследование газопровода и оценка его фактического положения и технического состояния, расчетно-экспериментальная оценка прочности и надежности газопровода; определение остаточного ресурса газопровода с принятием решений о дальнейшей эксплуатации, необходимости и объемах дополнительных работ, продлении срока службы. Продленный срок службы газопровода устанавливается в качестве дополнительного нормативного срока службы, по истечении которого должны проводиться очередное комплексное обследование и оценка его технического состояния. По истечении продленного срока расчетный ресурс работы газопровода может продлеваться повторно. При этом комплексное техническое обследование данного газопровода должно проводиться не реже 1 раза в 5 лет.

Экспертная оценка газопровода, изучение его паспорта и реальных условий эксплуатации. В процессе изучения проектной и исполнительной документации необходимо иметь следующую информацию: наименование газопровода и его технологические характеристики; категория и характеристика локальных участков газопровода (технологические коммуникации КС, ДКС, ГРС, ПЗРГ, крановые узлы подключения, переходы через водные преграды, вантовые переходы, балочные воздушные переходы, межпромысловые коллекторы, газопроводы УКПГ, ГПЗ и т.п.), участки газопроводов, проложенных по обводненным и заболоченным территориям, в слабонесущих, пучинистых и мерзлых грунтах; диаметр и толщина стенок труб, характеристики соединительных деталей и запорной арматуры; сертификаты на трубы и другие элементы; раскладка труб по газопроводу; технология сварки и характеристики сварочных материалов; привязка газопровода к местности; расположение газопровода относительно других коммуникаций (газо- нефтепроводы и продуктопроводы, электросети, железные и автомобильные дороги и т.п.); план и профиль газопровода, проектные решения и фактическое исполнение газопровода на крутоизогнутых участках. На основании анализа и обобщения информационных данных по газопроводу предварительно оценивается его техническое состояние и выявляются наиболее напряженные и потенциально опасные участки с возможной деградацией металла труб с дефектами различного характера (питтинговая и общая коррозия, трещиноподобные дефекты различной ориентации, эрозия металла и др.)

Результаты экспертной оценки газопровода и анализа реальных условий его эксплуатации используются для определения характера и объема последующего приборного обследования для расчетно-экспериментальной оценки работ, оценки риска и определения остаточного ресурса газопровода. Приборное и инструментальное обследование газопровода предназначено для уточнения предварительных оценок и получения фактических данных по техническому состоянию газопровода на прогнозируемых потенциально опасных участках. Результаты приборного обследования с учетом итогов экспертной оценки являются базой для выполнения прочностных расчетов, оценки риска и расчета остаточного ресурса газопровода. Приборное и инструментальное обследование газопровода на потенциально опасных участках осуществляется в следующем порядке: геодезическая съемка фактического положения газопровода (в плане и профиле) и оценка напряженно-деформированного состояния и устойчивости газопровода.

По результатам предшествующих обследований, включая данные внутритрубной дефектоскопии, производится шурфовка (вскрытие подземных газопроводов) прогнозируемых потенциально опасных участков в локальных зонах с возможными дефектными элементами, после чего осуществляется более детальное приборное обследование по следующим параметрам: качество изоляционного покрытия; максимальная концентрация напряжений в металле труб с использованием магнитных и других методов; качество и дефекты в сварных стыках; наличие и степень коррозии металла труб; остаточная толщина стенки труб; остаточная толщина стенки крутоизогнутых отводов. Результаты всех измерений на объекте должны актироваться и вноситься в паспорт газопровода. Формы ведомостей измерений определяются произвольно в зависимости от объема параметров, необходимых для диагностических и расчетно-экспериментальных работ. По результатам приборного обследования конкретного участка газопровода проводится анализ и ранжирование дефектов по степени их опасности и влияния на снижение несущей способности и ресурса газопровода. На основании критериев и требований действующих нормативных документов дается общая оценка текущего технического состояния газопровода и прогнозная расчетная оценка остаточного ресурса.

Натурные испытания до разрушения труб с типичными наиболее опасными дефектами являются заключительным экспериментальным этапом подтверждения или корректировки данных измерений и расчетных критериальных оценок. С учетом результатов приборного обследования и натурных испытаний производится окончательный расчет остаточного ресурса газопровода.

Продолжительность эксплуатации в пределах остаточного ресурса задается как норматив - продленный ресурс газопровода после первоначально заданного или установленного ранее срока службы. Минимальный продленный ресурс газопровода составляет 10 лет.

Оценка остаточного ресурса

Основные понятия изложены согласно РД 12-411-01.

Газопровод - часть газораспределительной системы, состоящая из трубопровода для транспортировки природного или сжиженных углеводородных газов, за исключением сооружений и устройств, установленных на нем.

Участок газопровода - часть или весь газопровод, построенный по одному проекту и имеющий одинаковые диаметр и толщину стенки труб, марку стали, тип изоляции, метод защиты от коррозии, срок укладки в грунт и ввод в эксплуатацию электрохимической защиты (ЭХЗ).

Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, при-меняемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.

Техническое диагностирование газопровода (диагностирование) - определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния.

Техническое состояние газопровода - соответствие одному из видов технического состояния в данный момент времени (исправен, неисправен, работоспособен, неработоспособен), определяемое по сравнению истинных значений параметров газопровода с установленными нормативно-технической документацией.

Базовый шурф - место на участке газопровода, которое предположительно будет находиться в наиболее тяжелых условиях эксплуатации.

Предельное состояние газопровода - состояние газопровода, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима и восстановление его работоспособного состояния невозможно исходя из требований промышленной безопасности либо его дальнейшая эксплуатация и восстановление его работоспособного состояния нецелесообразны исходя из экономических критериев.

Срок службы газопровода - календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

Остаточный срок службы газопровода - расчетная календарная продолжительность эксплуатации газопровода от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

Напряженно-деформированное состояние (НДС) газопровода - состояние, при котором в металле труб газопровода возникают внутренние напряжения, вызванные воздействием внешних и внутренних нагрузок и воздействий.

Дефектный (аномальный) участок газопровода - несоответствие участка газопровода установленным нормам, в том числе участок, имеющий коррозионные повреждения, изменение толщины стенки трубы или испытывающий местное повышенное напряжение стенки трубы.

Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование на основе оценки технического состояния. Остаточный срок службы газопроводов устанавливается эксплуатационной организацией, но не более 20 лет. При наличии коррозии срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.

Определение технического состояния газопроводов после продления нормативного срока службы должно проводиться в объеме и в сроки, установленные ПБ 12-368-00. В зависимости от срока службы газопровода предусмотрены следующие виды диагностирования: плановое и внеочередное. Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного срока службы газопровода. Внеочередное диагностирование проводится в случаях: перевода газопровода на более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого перевода. Конкретные места базовых шурфов следует определять: для вновь сооружаемых подземных газопроводов - в соответствии со СНиП; для действующих газопроводов при проведении планового или внеочередного диагностирования. Для вводов газопроводов протяженностью до 200м предусматривать базовые шурфы не требуется.

Диагностирование.

Плановое и внеочередное диагностирование производятся в два этапа бесшурфовое и шурфовое. Плановое диагностирование газопровода ведется последовательно: анализ технической документации; разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта; диагностирование в базовом шурфе; разработка программы шурфового диагностирования; диагностирование; определение технического состояния; расчет остаточного срока службы, выдача заключения. При анализе технической документации прослеживаются динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режимы работы устройств ЭХЗ, характер повреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации. Результаты анализа обобщаются и оформляются актом.

Диагностирование без вскрытия грунта.

Программа диагностирования составляется по результатам анализа документации и включает: выбор технических средств; проверку на герметичность в соответствии с ПБ 12-368-00, проверку эффективности работы ЭХЗ; состояния изоляции, выявление участков газопровода с аномалиями металла труб, и участки повышенных напряжений газопровода, определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов. При необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов.

Шурфовое диагностирование.

Если на действующем газопроводе отсутствует базовый шурф, его место выбирается на участке наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции с учетом ПБ 12-368-00. Срок службы в этом случае принимается по результатам обследования в шурфе, в котором установлен минимальный срок службы трубопровода. Программа шурфового диагностирования включает:

- измерение поляризационного и (или) суммарного потенциала;

- определение толщины и свойств изоляционного покрытия (переходное сопротивление, адгезия);

- определение состояния металла трубы (коррозионные повреждения, вмятины);

- контроль геометрических размеров трубы (наружный диаметр, толщина стенки);

- определение вида и размеров дефектов в сварных швах (монтажных и заводских);

- определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов;

- определение фактических значений временного сопротивления

(), предела текучести (), при толщине стенки 5 мм и более - ударной вязкости* KCU () металла, параметров НДС в кольцевом направлении.

По результатам шурфового диагностирования производится расчет остаточного срока службы газопровода по критериям предельного состояния.

Определение технического состояния газопровода и рекомендации по поддержанию его в работоспособном состоянии

Определение технического состояния газопровода проводится путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с критическими значениями соответствующих параметров предельного состояния. Требования к ЭХЗ и методы контроля определяются ГОСТ 9.602-89, РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. Оценка состояния ЭХЗ участка газопровода осуществляется по уровню: защищенности участка газопровода по протяженности и по времени. Защищенность участка газопровода по протяженности определяется как отношение длины участков, имеющих поляризационный (или защитный) потенциал не менее требуемых значений, к общей длине данного газопровода. При соотношении меньше единицы необходимо проверить работоспособность каждой ЭЗУ с оценкой эффективности.

Защищенность участка газопровода по времени определяется как выраженное в процентах отношение суммарного времени нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты за время эксплуатации к длительности периода работы в отсутствие необходимого поляризационного (или суммарного защитного потенциала) к общему времени эксплуатации. Показатель защищенности, являющийся критерием предельного состояния, должен быть не менее 95%.

Критериями предельного состояния изоляции являются сплошность, сквозные повреждения и значение переходного сопротивления (в шурфе). Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает учет: типа, материала изоляции, внешнего вида, характера повреждения покрытия (бугристость, наличие трещин); адгезию; величину переходного сопротивления.

Одновременно определяется удельное сопротивление грунта в месте расположения шурфа. Величина переходного сопротивления R определяется по методу «мокрого контакта».

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, Ом·м²:

где - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м;

D - наружный диаметр трубопровода, м;

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

h - толщина стенки трубы, м.

Решать уравнение следует методом подбора значения R_k, обеспечивающего равенство левой и правой частей уравнения с точностью 0,5. Если фактическое значение переходного сопротивления меньше критического (R_ф < R_k), делается вывод о полной деградации изоляционного покрытия на данном участке газопровода. Если 2 R_k ≥ R_ф ≥ R_к, то покрытие находится на пределе защитных свойств.

Если и запроектирована только пассивная защита газопровода, то рассчитывается остаточный срок службы изоляционного покрытия.

При критическом состоянии изоляционного покрытия на участке газопровода, назначается корректировка режимов работы ЭЗУ и усиление средств защиты.

Расчет остаточного срока службы газопровода

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

где α - постоянная времени старения (год^-1), рассчитываемая по формуле, лет:

где R₀ - переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода. Берется реально измеренное значение для данного участка либо принимается по таблице 7;

t_ф - фактическое время эксплуатации газопровода до начала диагностирования, год.

Таблица 7 - Переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода

Основа покрытия	Переходное сопротивление, Ом·м^2
Битумные мастики	5·10^4
Полимерные рулонные материалы	10^5
Полиэтилен экструдированный	3·10^5
Стеклоэмаль	10^3

За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из параметров: пластичности металла труб; ударной вязкости металла; НДС при наличии фронтальной коррозии; локальному НДС 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 достоверны при рабочем давлении газа, создающем напряжения в стенке трубы не более 0,3 . Определение физико-механических свойств металла приведено для условий: температура 20°С, избыточное давление для природного газа - 1,2 МПа, для паров СУГ - 1,6 МПа. Другие условия эксплуатации газопровода учитываются применением соответствующих поправочных коэффициентов (к₁, к₂, К₃, К₄) в формулах. Исходные механические характеристики металла труб в начале эксплуатации (, , ) 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.

Пример расчета остаточного срока службы изоляционного покрытия

В результате диагностирования было определено:

Газопровод из стальных труб наружным диаметром D = 0,219 м и толщиной стенки трубы h = 0,006 м проложен в грунте средней коррозионной активности удельным сопротивлением = 12 Ом × м на глубине Н = 1 м. Его переходное сопротивление, замеренное в шурфе, R _ф = 100 Ом × м², а исходное значение, принимаемое по таблице 1, R_о = 5 × 10⁴ Ом × м². Время эксплуатации t _ф = 30 лет.

Подставляем имеющиеся значения в формулу:

После арифметических упрощений имеем:

R _к = 16,098 + 1,314 ln R _к.

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

Значение R к для левой части уравнения	18,0	20,0
Соответствующее значение R к в правой части уравнения	19,89	20,03

Принимаем величину критического переходного сопротивления R _к = 20,0 Ом × м².

Проверяем выполнение условия 2 R _к < R _ф → 2·20,0 < 100, условие выполняется.

По формулам проводим расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия:

год^-1,

года.

Таким образом, по результатам расчета, по истечении семи лет на продиагностированном участке газопровода ожидается снижение переходного сопротивления изоляционного покрытия за допустимые пределы и должно быть принято решение о дальнейших противокоррозионных мероприятиях, в том числе с применением пассивной и активной электрохимической защиты.

Задание

Выполнить расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия. Исходные данные для расчета принимаем по таблице 8.

Таблица 8 - Исходные данные для расчета остаточного срока службы изоляционного покрытия газопровода

Вариант	D, м	h, м	, Ом × м	Н, м	R ф, Ом × м^2	Основа покрытия	t ф, лет
	0,325	0,005		0,8		Битумные мастики
	0,426	0,006		0,8		Полимерные рулонные материалы
	0,530	0,007		0,8		Полиэтилен экструдированный
	0,720	0,007		0,8		Стеклоэмаль
	0,820	0,008		0,8		Битумные мастики
	0,920	0,009		0,8		Полимерные рулонные материалы
	1,02	0,009				Полиэтилен экструдированный
	1,22	0,011				Стеклоэмаль
	1,42	0,012				Битумные мастики
	0,377	0,006		0,8		Полимерные рулонные материалы

Расчет остаточного срока службы газопровода по величине НДС при действии фронтальной (общей) коррозии металла

Остаточный срок службы t _ост с учетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид, лет:

где t_o - максимальное время до разрушения ненапряженного элемента конструкции (газопровода) в годах, определяемое по формуле, лет:

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

где D - наружный диаметр газопровода, мм;

- начальное кольцевое напряжение, МПа, определяемое по формуле:

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

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

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

- допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа;

к – коэффициент запаса прочности, (СП 36. 13330. 2012);

К_п - 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 - температура Т_ф (К), при 20 ° С = 293 К.

Пример расчета остаточного срока службы газопровода при действии фронтальной коррозии

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 219 мм установлено: материал - Ст3 (группа А), = 216 МПа, = 362 МПа, h_o = 6 мм, внутреннее давление Р = 1,2 МПа, время эксплуатации t _ф = 30 лет, грунт - суглинок, обнаружена общая (фронтальная) коррозия, толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта) h _Т = 3,84 мм.

Определяем по формулам начальное кольцевое и фактически действующее кольцевое напряжения с учетом утонения стенки трубы, МПа:

МПа,

МПа.

По формуле определяем среднюю скорость коррозии, мм/год,

мм/год.

Определяем по формуле максимальное время «жизни» ненапряженного элемента, лет:

лет.

Согласно формуле находим остаточный срок службы, лет:

года.

Вывод: трубопровод не пригоден к эксплуатации, так как срок службы его истек.

Задание

Выполнить расчет остаточного срока службы газопровода при действии фронтальной коррозии. Исходные данные принимаем по таблице 9.

Таблица 9 – Исходные данные для расчета остаточного срока службы газопровода при действии фронтальной коррозии

Вариант	D, мм	h0, мм	марка стали	Р, МПа	t ф, лет	грунт	h Т, мм
		16,2	13Г1СБ-У	7,4		суглинок	16,0
		10,0	12ГСБ	5,4		глина	7,54
		10,0	17Г1С-У	5,4		глина	6,32
		9,5	10Г2ФБ	7,4		суглинок	5,53
		9,0	12ГСБ	5,4		суглинок	4,57
		8,0	13ГС	5,4		глина	4,25
		8,0	13ГС	5,4		суглинок	6,69
		11,4	К56	5,4		глина	10,8
		7,0	13ГС	5,4		глина	4,36

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

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

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

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

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

V _к1 - скорость коррозии, вычисляемая по формуле и скорости роста дефекта в плоскости трубы V _д = d_i / t _ф.

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

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

- допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа;

к – коэффициент запаса прочности, (СП 36. 13330. 2012);

где d_i - наибольший размер коррозионной язвы по верхней кромке, мм;

.

Расчет остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 219 мм установлено: материал - Ст 3 (группа А), = 216 МПа, = 362 МПа, h_o = 6 мм, внутреннее давление Р_ф = 1,2 МПа, время эксплуатации t _ф = 30 лет, грунт - суглинок, обнаружена точечная (питтинговая) коррозия, толщина стенки трубы в месте коррозионного дефекта h _Т = 3,84 мм с размером (по верхней кромке) d_i = 4 мм.

Определим МПа.

Определяем критическую глубину дефекта, мм:

мм.

Аналогично предыдущему примеру средняя скорость коррозии V _к = 0,072 мм/год. V _Д = 0,13 мм/год, V _к1 = 0,103 мм/год.

Определим остаточный срок службы, лет:

года.

Задание

Выполнить расчет остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии. Исходные данные принимать по таблице 10.

Таблица 10 – Исходные данные для расчета остаточного срока службы газопровода при действии язвенной (питтинговой)коррозии

Вариант	D, мм	h0, мм	марка стали	Р, МПа	t ф, лет	грунт	h Т, мм	di, мм
		16,2	13Г1СБ-У	7,4		суглинок	16,0
		10,0	12ГСБ	5,4		глина	7,54
		10,0	17Г1С-У	5,4		глина	6,32
		9,5	10Г2ФБ	7,4		суглинок	5,53
		9,0	12ГСБ	5,4		суглинок	4,57
		8,0	13ГС	5,4		глина	4,25
		8,0	13ГС	5,4		суглинок	6,69
		11,4	К56	5,4		глина	10,8
		7,0	13ГС	5,4		глина	4,36

Дата добавления: 2017-01-14