СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО
ОЦЕНКЕ РАБОТОСПОСОБНОСТИ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С КОРРОЗИОННЫМИ ДЕФЕКТАМИ

СТО Газпром 2-2.3-112-2007

Общество с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский институт природных газов
и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью
"Информационно-рекламный центр газовой промышленности"

Москва 2007

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» (ООО «ВНИИГАЗ») с участием специалистов организаций и дочерних обществ ОАО «Газпром»

2 ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

3 УТВЕРЖДЁН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от « 27 » декабря 2006 г. № 436

4 ВЗАМЕН Рекомендаций по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями (ВНИИГАЗ, 1996) и части 2 Р 51-31323949-42-99 «Оценка работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями».

Содержание

Введение

Настоящий стандарт разработан с учетом опыта научно-практических работ на действующих магистральных газопроводах, проведенных ООО «ВНИИГАЗ» и другими дочерними обществами и организациями, эксплуатирующими и обслуживающими магистральные газопроводы при диагностике и оценке поверхностных коррозионных дефектов взамен Рекомендаций по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями (ВНИИГАЗ, 1996) и Р 51-31323949-42-99 «Оценка работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями» в части 2.

В соответствии с Концепцией технического регулирования в ОАО «Газпром», утвержденной приказом ОАО «Газпром» от 01 февраля 2006 г. № 31, при разработке настоящего стандарта с целью его гармонизации с международными нормативными документами использованы некоторые из экспериментально подтвержденных критериев и методов, разработанных для практического применения в рекомендациях компании DNV: DNV-RP-F101. Recommended Practice. Corroded pipeline. Det Norske Veritas, Norway, (published 1999 and October, 2004).

Настоящий стандарт разработан Обществом с ограниченной ответственностью «Научно - исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» (В.В. Харионовский, С.В. Нефёдов, И.Н. Курганова, В.М. Силкин, В.М. Ковех, М.Ю. Панов, В.М. Ботов, Е.Н. Овсянников) с участием Управления по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» (В.В. Салюков, Е.М. Вышемирский, А.В. Шипилов).

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

Дата введения _________________

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает методику оценки работоспособности магистральных газопроводов с коррозионными дефектами.

1.2 Положения и требования настоящего стандарта предназначены для применения при проведении работ, связанных с оценкой технического состояния и проведением экспертизы промышленной безопасности эксплуатируемых магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

1.3 Настоящий стандарт применяется для оценки работоспособности корродированных участков подземных и наземных (в насыпи) газопроводов I-IV категории, изготовленных из малоуглеродистых и низколегированных сталей, эксплуатируемых при температурах стенки от минус 40 °С до +60 °С при избыточном давлении газа до 9,8 МПа включительно и сооруженных по проектам, не противоречащим требованиям норм и правил [1] в части расчетов на прочность и требованиям по материалу труб и сварных соединений, а также правилам производства и приемки работ [2].

1.4 Положения настоящего стандарта являются рекомендуемыми к применению при проведении работ по обследованию и контролю технического состояния магистральных газопроводов.

1.5 Настоящий стандарт не применяется для оценки работоспособности корродированных участков газопроводов, работающих в условиях циклических нагрузок, а также для оценки скорости роста (изменения размеров) коррозионных дефектов во времени.

Примечание - Типы внутренних и внешних коррозионных повреждений и виды нагрузок, на которые распространяются методика оценки, отраженная в положениях настоящего стандарта, приведены в 5.1 с перечислением ограничений на применимость этой методики.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 5272-68 Коррозия металлов. Термины

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 52330-2005 Контроль неразрушающий. Контроль напряженно-деформированного состояния объектов промышленности и транспорта. Общие требования

СТО РД Газпром 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов

СТО Газпром 2-3.5-035-2005 Типовая инструкция выполнения работ по пропуску очистных устройств и средств внутритрубной дефектоскопии с использованием временных узлов пуска и приема

СТО Газпром 2-3.5-045-2006 Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром»

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующему указателю, составленному на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменён (изменён), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменённым (изменённым) документом. Если ссылочный документ отменён без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины в соответствии с ГОСТ 5272, ГОСТ 15467, ГОСТ Р 52330, ГОСТ Р 51164, нормативными документами [1-7], а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 коррозионный дефект (далее - дефект): Дефект, вызванный коррозией металла, из которого изготовлен газопровод.

3.2 одиночный дефект: Дефект, не взаимодействующий с соседними дефектами, и рассматриваемый при оценке работоспособности участка газопровода изолировано от других дефектов.

3.3 взаимодействующий дефект: Дефект, расположение которого относительно других дефектов предусматривает его влияние на соседние дефекты при оценке работоспособности участка газопровода.

3.4 дефект сложного профиля: Дефект, получаемый в результате объединения двух и более взаимодействующих дефектов или одиночный дефект с известным по всей его протяженности профилем глубины.

3.5 расчетное разрушающее давление: Определяемое расчетным путем значение внутреннего давления, при котором прогнозируется разрушение участка газопровода с дефектом

3.6 наиболее опасный дефект: Дефект (или группа взаимодействующих дефектов) из рассматриваемой выборки дефектов, для которого(ой) расчетное разрушающее давление минимально.

3.7 допустимое давление: Максимальное давление, при котором возможна эксплуатация участка газопровода с дефектом, определяемое как частное от деления расчетного разрушающего давления на коэффициент запаса.

3.8 эрозия металла: Разрушение поверхностных слоев металлических изделий под воздействием потока газа, жидкости, твердых частиц, электрических разрядов или кавитационных явлений.

4 Обозначения

В настоящем стандарте приняты следующие обозначения:

5 Общие положения

5.1 Исходные данные о видах нагрузок и типах дефектов при оценке работоспособности корродированных участков газопроводов

5.1.1 Оценка работоспособности корродированных участков газопроводов может быть проведена для следующих типов местной коррозии металла труб:

- коррозия пятнами;

- точечная (питтинговая) коррозия;

- коррозионная язва.

5.1.2 В соответствии с методикой, отраженной в положениях настоящего стандарта, оценке подлежат следующие типы связанных с потерей металла трубы локальные повреждения газопроводов, подверженных действию внутреннего давления или внутреннего давления в сочетании с осевыми и изгибающими нагрузками:

- внутренняя коррозия и эрозия в основном металле труб;

- внешняя коррозия в основном металле труб;

- коррозия в зоне сварных швов при отсутствии в них недопустимых по действующим нормам дефектов сварки, определяемых в соответствии с положениями Инструкции [3];

- утонение стенки, в том числе при ремонте шлифованием согласно требованиям строительных норм [4], при выполнении следующих условий:

а) в результате шлифования должен оставаться дефект с гладким профилем;

б) устранение исходного дефекта с помощью шлифования должно быть проверено методами неразрушающего контроля, регламентируемыми правилами проведения ремонта;

5.1.3 В рамках методики, отраженной в положениях настоящего стандарта, не могут быть оценены следующие типы повреждений:

- трещины и трещиноподобные дефекты;

- коррозионное растрескивание;

- недопустимые по Инструкции [3] заводские и монтажные дефекты сварки;

- механические повреждения (задиры, царапины) и нарушения формы сечения труб (овальность, вмятины, гофры);

Примечание - Оценку работоспособности участков трубопроводов с дефектами механического происхождения и нарушениями формы сечения в основном металле трубы рекомендуется проводить в соответствии с Рекомендациями [5].

- коррозионные дефекты в сочетании с механическими повреждениями;

- коррозионные дефекты, расположенные в местах концентрации напряжений (патрубках, крановых узлах, тройниках, отводах, местах соединения деталей и других элементах трубопроводных конструкций с резкими изменениями геометрии);

- дефекты, глубиной более 80% номинальной (без коррозии) толщины стенки трубы.

5.1.4 Реальный дефект на поверхности газопровода заменяют эквивалентным дефектом, который характеризуется следующими геометрическими параметрами, обозначенными на рисунке 1.

- длиной l, обозначающей длину проекции дефекта на продольную плоскость сечения стенки трубы;

- шириной c, обозначающей длину проекции дефекта на поперечную плоскость сечения стенки трубы;

- глубиной d, изменяющейся по длине и ширине дефекта;

- площадью А, обозначающей площадь проекции дефекта на продольную плоскость сечения стенки трубы;

- площадью , обозначающей площадь проекции дефекта на поперечную плоскость сечения стенки трубы.

Рисунок 1 - Схематизация дефекта

5.1.5 Наличие указанных в 5.1.1 коррозионных дефектов, а также эрозионных повреждений, определяют по данным эксплуатации, обследования технического состояния (в том числе внутритрубной дефектоскопии) и коррозионного мониторинга магистральных газопроводов в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-088, СТО Газпром 2-3.5-045 (подраздел 5.2), Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов [6] и другими нормативными документами, устанавливающими получение таких данных.

5.1.6 Тип, расположение, ориентацию и размеры коррозионных повреждений в основном металле труб и сварных соединениях, а также расстояния между дефектами в окружном и осевом направлениях устанавливают по данным внутритрубной дефектоскопии, проводимой в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-034, Инструкцией [7] и (или) при проведении визуального и измерительного контроля согласно требованиям Инструкции [8].

5.1.7 Указанные в 5.1.6 параметры могут быть установлены при проведении текущих, плановых или внеплановых ремонтных и ремонтно-восстановительных работ в соответствии с требованиями нормативной документации, регламентирующей их проведение.

5.1.8 Акты результатов обследования и формы ведомостей измерений определяются специализированными нормативными документами в зависимости от вида указанных в 5.1.5 - 5.1.7 диагностических обследований и числа параметров, необходимых для оценки работоспособности обследуемого участка трубопровода с коррозионными повреждениями.

Примечание - Пример ведомости измерений согласно требованиям Положения [9] приведен в приложении А.

5.2 Методологическое обоснование расчетных критериев и оценок

5.2.1 Оценку работоспособности участков трубопроводов с коррозионными повреждениями, обозначенными в 5.1, проводят с учетом требований норм и правил [1, 2] по алгоритму, приведенному в виде схемы в приложении Б и включающему в себя следующие основные действия:

- определение перечисленных ниже исходных данных по участку газопровода с коррозионным повреждением:

а) геометрических характеристик поперечного сечения трубы;

б) категории участка трубопровода;

в) физико-механических характеристик материала трубы;

г) условий нагружения участка газопровода;

д) геометрических характеристик и расположения коррозионных дефектов, а также расстояний между соседними дефектами;

- расчет коэффициента запаса K, с учетом норм и правил [1], и Рекомендаций [5]:

Примечание - Обозначения и единицы измерения величин, входящих в формулы этого и последующих разделов, включая приложения, приведены в разделе 4.

где 0,9 - поправочный коэффициент, а  - коэффициент, учитывающий рабочее (нормативное) давление p на оцениваемом участке трубопровода, вычисляемый по формуле

где R₁ - расчетное сопротивление растяжению (сжатию), вычисляемое в соответствии с нормами и правилами [1] по формуле

где s_вр - минимальное значение предела прочности, принимаемое по государственным стандартам и техническим условиям на трубы, а коэффициенты n_p, m, k₁, и k_н - по нормам и правилам [1].

Примечание - Значения s_вр и k₁ для отечественных и зарубежных труб могут быть приняты по нормативным документам [10, 11].

- оценка одиночных дефектов для всех участков трубопровода с указанными в 5.1.1 повреждениями при учете (если необходимо) напряжений от внутреннего давления в сочетании с продольными напряжениями от осевых и изгибающих нагрузок согласно положениям 6.3;

- оценка корродированных участков без учета продольных напряжений от осевых и изгибающих нагрузок, с учетом напряжений только от внутреннего давления для случаев:

а) отдельных одиночных дефектов или дефектов, трактуемых в группе дефектов, как одиночные (см. раздел 6);

б) групповых взаимодействующих дефектов при установлении их взаимодействия (см. раздел 7);

в) дефектов сложного профиля при наличии измеренного профиля дефекта по всей его длине (см. раздел 8).

Примечания

1 Для определения профиля дефекта необходимо иметь данные измерений максимальной в окружном направлении глубины дефекта по всей его длине в продольном направлении, то есть данные о профиле «дна» дефекта.

2 В случаях, когда профиль дефекта имеет вид гладкой кривой, его можно представить либо известными функциональными зависимостями (эллиптическими, параболическими и т.п.), либо интерполяционным полиномом по заданным точкам измерения.

- оценка допустимого давления p_доп, для всех вышеуказанных вариантов анализа дефектов по формуле

где p_p - разрушающее давление, вычисляемое в каждом варианте анализа дефектов согласно требованиям настоящего стандарта.

- сравнение полученного допустимого давления с рабочим давлением и принятие решения о дальнейшей эксплуатации или ремонте участка трубопровода с коррозионными повреждениями.

5.2.2 Критерием работоспособности участка газопровода с коррозионными повреждениями следует считать превышение расчетного допустимого давления над рабочим давлением, при котором эксплуатируется данный участок, то есть выполнение следующего условия

5.3 Расчетные схемы и методы учета нагрузок и воздействий

5.3.1 В зависимости от наличия, степени детализации указанных в 5.1 и 5.2 и приведенных в Таблице 1 исходных данных, возможностей их получения приборными и измерительными средствами, настоящим стандартом при оценке любых из перечисленных в 5.2.1 случаев схематизации дефектов предусмотрен поэтапный порядок расчета разрушающего давления на участке газопровода с этими дефектами, организованный по принципу «от простого - к сложному».

Таблица 1 - Исходные данные для различных вариантов оценки работоспособности участков трубопровода с коррозионными дефектами

5.3.2 На первом этапе для любых типов дефектов и условий нагружения применяют упрощенный подход (предварительную оценку) для расчета допустимого давления, рассматривая любое коррозионное повреждение как одиночный дефект с максимальной по всей длине дефекта глубиной и учитывая напряжения только от внутреннего давления в соответствии с 6.2.

Если на этом этапе расстояния между соседними одиночными дефектами могут быть измерены и необходим учет взаимодействия между ними в соответствии с 6.1.1, то расчет допустимого давления проводят для группы взаимодействующих одиночных дефектов согласно разделу 7.

5.3.3 Второй этап должен быть проведен, если в результате расчетов на первом этапе условие (5.5) не выполняется, а снижение рабочего давления на данном участке трубопровода до уровня допустимого давления нецелесообразно по экономическим, технологическим или другим причинам.

В этом случае следует проводить уточненный расчет согласно требованиям раздела 8, рассматривая коррозионные повреждения как дефекты сложной формы с измеренным профилем.

Примечание - При варианте оценки, учитывающем влияние продольных напряжений от внутреннего давления, осевых и изгибающих нагрузок, переход ко второму этапу в рамках настоящего стандарта не делают (см. схему в приложении Б). Возможность уточняющих расчетов для такого рода дефектов должна быть предусмотрена техническими и научно-практическими мероприятиями, предлагаемыми в разделе 9.

5.3.4 Технические мероприятия и решения, которые могут быть предприняты на основании оценки допустимого давления на любом из этапов, приведены в разделе 9.

6 Метод схематизации и оценка одиночных дефектов

6.1 Определение и схематизация одиночных дефектов

6.1.1 При определении и схематизации одиночных дефектов кроме указанных в 5.1.2 геометрических характеристик, необходимо использовать следующие данные:

- расстояние s_i между двумя соседними дефектами в продольном (осевом) направлении;

- расстояние s_k или угол j _k между дефектами в поперечном (окружном) направлении.

6.1.2 Коррозионный дефект рассматривают как одиночный изолированный от других (см. рисунок 2) при выполнении хотя бы одного из следующих условий:

Рисунок 2 - Схематизация одиночных дефектов для определения их взаимодействия

- для расстояния s_i, мм, в продольном направлении между двумя соседними дефектами;

- для расстояния s_k, мм, в окружном направлении между соседними дефектами;

6.1.2 Условие (6.2) может быть выражено в единицах плоского угла j _k, град, между соседними дефектами

6.1.3 Если оба условия (6.1) и (6.2) одновременно не выполняются, то необходимо учитывать взаимодействие дефектов на обследуемом участке газопровода и оценку работоспособности этого участка проводить в соответствии с требованиями раздела 7.

6.2 Оценка работоспособности участка газопровода с одиночными дефектами при учете напряжений от внутреннего давления

6.2.1 При выполнении условий (6.1) или (6.2) коррозионный дефект рассматривают как одиночный, не взаимодействующий с соседними дефектами.

6.2.2 Оценку работоспособности участка газопровода с одиночным дефектом при учете напряжений от внутреннего давления проводят с учетом соответствующих данных таблицы 1.

6.2.2.1 Глубину дефекта d считают постоянной и равной максимальной по всей его длине l в продольном направлении (см. рисунок 1).

6.2.2.2 Разрушающее давление , одиночного дефекта при учете напряжений только от внутреннего давления (первый этап) вычисляют по формуле

где

6.2.2.3 Допустимое давление p_доп для данного участка определяют по формуле

где K - коэффициент запаса, вычисляемый по формуле (5.1).

6.2.2.4 Примеры оценки работоспособности участка газопровода с одиночными дефектами при учете напряжений от внутреннего давления приведены в приложении В.

6.3 Оценка работоспособности участка газопровода с одиночными дефектами при учете напряжений от внутреннего давления, осевых и изгибающих нагрузок и воздействий

6.3.1 В случаях, когда продольные напряжения, вызванные действием осевых и изгибающих нагрузок, а также температурных воздействий на участке газопровода с коррозионными повреждениями могут влиять на величину расчетного разрушающего давления, необходимо учитывать эти напряжения.

6.3.2 Величину продольных напряжений устанавливают расчетными и измерительными методами в рамках оценки напряженно-деформированного состояния обследуемого участка газопровода с помощью одного или нескольких следующих способов:

- при проведении неразрушающего контроля по ГОСТ Р 52330;

- согласно требованиям норм и правил [1];

- методами строительной механики*;

- посредством натурных измерений с помощью тензометрии согласно Положению [9].

6.3.3 В частности, согласно нормам и правилам [1] при проектном положении газопровода для прямолинейных и упругоизогнутых участков в отсутствии продольных и поперечных перемещений грунта, максимальные суммарные продольные напряжения s_пр от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба вычисляют по формуле

* Для расчетной оценки напряженно-деформированного состояния в строительной механике рекомендуется использовать метод конечных элементов.

где  - напряжения от осевых нагрузок, вычисляемые по формуле

 - напряжения от изгибающих нагрузок, вычисляемые по формуле

Примечания

1 В формуле (6.8) температурный перепад Dt принимают равным разнице между температурой эксплуатации газопровода и его температурой непосредственно после засыпки или другого способа фиксирования при монтаже. В зависимости от знака Dt температурные напряжения, выраженные первым слагаемым в правой части формулы (6.8), могут принимать положительное или отрицательное значение. В первом случае их считают растягивающими, а во втором - сжимающими.

2 Если значение радиуса упругого изгиба r оси газопровода, используемое в формуле (6.9), невозможно определить по имеющейся документации или иным способом, то его в соответствии с нормами и правилами [2] принимают равным 1000D_н.

3 Знак «плюс» в формуле (6.9) относится к растягивающим напряжениям от изгиба в сечении трубы, а знак «минус» - к сжимающим напряжениям от изгиба в том же сечении.

6.3.4 Для участков газопроводов, находящихся в непроектном положении, суммарные продольные напряжения рекомендуется определять с учетом упругопластических свойств материала трубы в соответствии с Рекомендациями [5].

6.3.5 Влияние продольных напряжений на разрушающее давление для одиночного дефекта учитывают в зависимости от их величины и знака.

6.3.6 Оценку работоспособности участка газопровода с одиночным дефектом при учете напряжений от внутреннего давления и сжимающих напряжений от осевых и изгибающих нагрузок и воздействий проводят с учетом соответствующих данных таблицы 1.

6.3.6.1 Глубину дефекта d считают постоянной и равной максимальной по всей его длине l в продольном направлении (см. рисунок 1).

6.3.6.2 Ширину дефекта  считают равной максимальной длине дефекта в окружном направлении.

6.3.6.3 Если суммарные продольные напряжения s_пр, вычисленные по формуле (6.7), являются сжимающими, то их следует учитывать при выполнении неравенства

где

.

(6.11)

6.3.6.4 Разрушающее давление  для одиночного коррозионного дефекта при учете напряжений только от внутреннего давления (первый этап) вычисляют по формуле (6.4).

6.3.6.5 При выполнении неравенства (6.10) разрушающее давление продольного разрыва, определяют с учетом сжимающих продольных напряжения по формуле

6.3.6.6 Поправочный коэффициент H₁, учитывающий влияние сжимающих напряжений, вычисляют по формуле

где A_r - коэффициент уменьшения площади поперечного сечения на дефектном участке, вычисляемый двумя способами:

- при известной площади проекции дефекта A_c на поперечную плоскость сечения трубы

- при неизвестной площади проекции дефекта A_c на поперечную плоскость сечения трубы

где  - отношение ширины дефекта в окружном направлении к номинальному внешнему периметру трубы, вычисляемое по формуле

6.3.6.7 Разрушающим давлением на участке газопровода с одиночным дефектом при учете напряжений от внутреннего давления и сжимающих продольных напряжений считают наименьшее из разрушающих давлений, рассчитанных в соответствии с 6.3.6.4 и 6.3.6.5

6.3.6.8 Если неравенство (6.10) не выполняется, то расчеты, рекомендуемые в 6.3.6.5 и 6.3.6.6 не выполняют и разрушающее давление p_p принимают равным .

6.3.6.9 Допустимое давление на данном участке газопровода вычисляют по формуле

6.3.7 Оценку работоспособности участка газопровода с одиночными дефектами при учете напряжений от внутреннего давления и растягивающих напряжений от осевых и изгибающих нагрузок и воздействий рекомендуется проводить в соответствии с приложением Г.

Примечание - В соответствии с Рекомендациями [12], метод расчета разрушающего давления, предложенный в стандарте [13], научном отчете [14] и изложенный в приложении Г, рекомендуется использовать лишь для предварительной приближенной оценки работоспособности участка газопровода. Для последующего уточняющего расчета целесообразно использовать численные методы и (или) проведение специальных экспериментальных исследований, выполняемых специализированной экспертной организацией.

6.3.8 Примеры оценки работоспособности участка газопровода с одиночными дефектами при учете напряжений от внутреннего давления, осевых и изгибающих нагрузок и воздействий приведены в приложении Д.

7 Методы схематизации и оценка групповых дефектов с учетом их взаимодействия

7.1 Определение и схематизация групповых дефектов. Учет взаимодействия дефектов

7.1.1 При одновременном невыполнении условий (6.1) и (6.2) необходимо учитывать взаимодействие соседних дефектов на обследуемом участке газопровода и оценку работоспособности этого участка проводить для дефектов, объединенных в группу взаимодействующих.

7.1.2 Схематизацию групповых дефектов с учетом их взаимодействия проводят по изложенным ниже правилам.

7.1.2.1 Участок газопровода, имеющего протяженную зону с коррозионными дефектами, разбивают на части (отрезки трубы) протяженностью в продольном направлении не менее  с перекрытием , как показано на рисунке 3.

Примечание - Перекрытие позволяет учесть взаимодействие соседних дефектов из разных частей разбиения.

Рисунок 3 - Разбиение участка газопровода для учета взаимодействия групповых дефектов

7.1.2.2 Для каждой части строят серию осевых линий проекции (см. рисунок 3), разнесенных по окружности трубы на расстояние , что соответствует значению плоского угла  (в градусах).

7.1.2.3 На каждую линию проекции, называемую текущей, следует проецировать дефекты, лежащие на расстоянии меньшем или равном  и расположенные выше или ниже текущей линии проекции в пределах рассматриваемой части (см. рисунок 4).

Рисунок 4 - Схематизация учета взаимодействия дефектов в окружном направлении

Примечание - Ломаные стрелки на рисунке 4 означают, что соответствующие им дефекты, кроме текущей линии проекции, должны быть также спроектированы на другие (по направлению ломаной стрелки) линии проекции.

7.1.2.4 Если проекции двух или более дефектов на текущую линию проекции пересекаются, то их объединяют в один дефект, длина которого равна длине общей проекции, а глубина соответствует максимальной глубине дефекта, вошедшего в объединение (см. рисунок 5).

Рисунок 5 - Пересечение проекций одиночных дефектов на линии проекции с образованием объединенных дефектов

7.1.2.5 При объединении внутреннего и внешнего дефекта стенки трубы глубину объединенного дефекта принимают равной сумме глубин этих дефектов (см. рисунок 6).

Рисунок 6 - Объединение внутреннего и внешнего дефектов

7.1.2.6 Для зон, где потеря металла вследствие сплошной коррозии меньше 5% от номинальной толщины стенки t, допускается использовать локальные размеры толщины стенки t_l трубы и глубины дефекта d_l (см. рисунок 7).

Рисунок 7 - Корректировка глубины дефекта для участков трубопровода со сплошной коррозией

7.2 Оценка работоспособности участка газопровода с групповыми дефектами при учете напряжений от внутреннего давления

7.2.1 Оценку работоспособности участка газопровода с групповыми взаимодействующими дефектами при учете напряжений от внутреннего давления проводят для каждой текущей линии проекции в пределах рассматриваемой части разбиения с учетом соответствующих данных таблицы 1 по нижеприведенным правилам.

7.2.1.1 Дефекты, проецируемые на каждую текущую линию проекции, последовательно нумеруют в пределах рассматриваемой части.

7.2.1.2 Разрушающее давление p_i для каждого отдельного i-го дефекта из N дефектов, находящихся на текущей линии проекции в пределах рассматриваемой части вне взаимосвязи с другими дефектами (этап 1) вычисляют по формуле

где

7.2.1.3 Для учета взаимодействия последовательно пронумерованных дефектов составляют все возможные комбинации объединения дефектов по следующим правилам:

- если число дефектов на текущей линии проекции больше либо равно двум, учитывают все пары последовательно расположенных взаимодействующих дефектов (первый и второй, второй и третий, третий и четвертый и т.д.);

- если число дефектов на текущей линии проекции больше либо равно трем, то кроме учитываемых на предыдущем шаге пар дефектов учитывают все тройки последовательно расположенных взаимодействующих дефектов (с первого по третий, со второго по четвертый, с третьего по пятый и т.д.)

- если число дефектов на текущей линии проекции больше либо равно четырем, то кроме учитываемых на предыдущем шаге пар и троек дефектов учитывают все наборы из четырех последовательно расположенных взаимодействующих дефектов (с первого по четвертый, со второго по пятый, с третьего по шестой и т.д.)

- процесс учета взаимодействующих дефектов продолжают до тех пор пока не будут учтены все наборы последовательно расположенных дефектов из общего их числа N, последним из которых является набор дефектов с первого по N-й. Общее число учитываемых наборов должно составлять сумму 1 + 2 + 3 + . . .+ N.

Пример - Если в пределах рассматриваемой части на текущую линию проекции спроецировано четыре последовательно расположенных дефекта с номерами 1, 2, 3 и 4, то оценку разрушающего давления проводят:

- для каждого из четырех дефектов в отдельности;

- для пар дефектов (1, 2), (2, 3) и (3, 4);

- для троек дефектов (1, 2, 3), (2, 3, 4);

- для всех четырех дефектов (1, 2, 3, 4).

Общее число учитываемых наборов для данного примера равно 10.

7.2.1.4 Общую длину дефекта l_nm, состоящего из дефектов с номера n по номер m (см. рисунок 8) и объединенного в соответствии с 7.2.1.3, вычисляют по формуле

Рисунок 8 - Объединение взаимодействующих дефектов

7.2.1.5 Глубину объединенного дефекта d_nm, называемую эффективной, вычисляют по формуле

7.2.1.6 Разрушающее давление для каждого объединенного дефекта (этап 1) вычисляют с учетом (7.4) по формуле

где

7.2.1.7 За разрушающее давление p_p для текущей линии проекции в пределах рассматриваемой части принимают минимальное его значение из всех рассчитанных по формуле (7.1) для одиночных дефектов и рассчитанных по формуле (7.5) для всех наборов объединенных дефектов, то есть

7.2.1.8 Оценку разрушающего давления p_p для каждой следующей линии проекции в пределах данной части разбиения проводят по алгоритму, изложенному в 7.2.1.2 - 7.2.1.7. Разрушающим давлением считают минимальное из полученных значений разрушающего давления для каждой линии проекции в пределах рассматриваемой части газопровода.

7.2.1.9 Аналогично 7.2.1.8 проводят оценку разрушающего давления p_p для следующей части протяженностью , перекрывающей предыдущую в осевом направлении на протяжении .

7.2.1.10 Итоговым разрушающим давлением p_p на участке газопровода с групповыми взаимодействующими дефектами при учете напряжений от внутреннего давления считают наименьшее из разрушающих давлений, рассчитанных в соответствии с 7.2.1.9 для каждой из частей.

7.2.1.11 Наиболее опасным дефектом на оцениваемом участке газопровода считают одиночный или объединенный дефект, для которого итоговое разрушающее давление определено в соответствии с 7.2.1.10.

7.2.1.12 Допустимое давление на данном участке газопровода вычисляют по формуле

7.2.2 Примеры оценки работоспособности участка газопровода с групповыми дефектами приведены в приложении Е.

8 Метод схематизации и оценка работоспособности участка газопровода с дефектами сложного профиля

8.1 Определение и схематизация дефектов сложного профиля

8.1.1 При наличии на фоне общего коррозионного пятна отдельных точечных или язвенных повреждений коррозионный дефект рассматривают как дефект сложного профиля (см. рисунок 9).

Рисунок 9 - Схематизация дефекта сложного профиля для определения площадей проекций коррозионного пятна  и отдельных коррозионных язв

Примечание - В общем случае дефектом сложного профиля можно считать одиночный дефект с известным или измеренным профилем, а также группу дефектов, схематизируемую как одиночный дефект при известных или измеренных профилях каждого дефекта, входящего в группу.

8.1.2 Для определения профиля дефекта и упрощения схемы расчета глубину дефекта целесообразно измерять с шагом Dl по всей длине дефекта. Величина шага должна быть выбрана таким образом, чтобы измеренный профиль дефекта был достаточно близок к реальному профилю дефекта.

8.1.3 Если между соседними язвами в пределах общего коррозионного пятна выявлено взаимодействие в соответствии с 7.1.1, то учет этого взаимодействия проводят согласно рекомендациям 7.2.

8.2 Оценка работоспособности участка газопровода с дефектом сложного профиля при учете напряжения от внутреннего давления

8.2.1 Оценку работоспособности участка газопровода с дефектами сложного профиля учете напряжений от внутреннего давления (второй этап) проводят с учетом соответствующих данных таблицы 1 по правилам, приведенным ниже.

8.2.1.1 Используя максимальное по профилю значение глубины и значение общей длины l_общ дефекта сложной формы, вычисляют разрушающее давление  на участке трубопровода с этим дефектом (первый этап), используя формулы (6.4) и (6.5) и рассматривая его как одиночный. При расчете поправочного коэффициента  по формуле (6.5) в нее подставляют значение l_общ.

8.2.1.2 По данным измерений, выполненных согласно 8.1.2 рассчитывают площадь A проекции всего дефекта сложного профиля на продольную плоскость.

8.2.1.3 При постоянном шаге Dl площадь проекции A при числе замеров M может быть определена по формуле

где  - измеренные по длине дефекта сложного профиля значения глубины.

8.2.1.4 При переменном шаге измерения Dl_k  для вычисления A используют следующую формулу

Примечания

1 Для применения формул (8.1) и (8.2) значения глубины  и  в крайних по длине точках дефекта должны быть равны нулю.

2 Кроме формул (8.1) и (8.2) для алгоритмизации и автоматизации расчетов допускается использовать другие известные из математики методы расчета площади.

3 С приемлемой степенью точности для вычисления площади проекции A может быть использована масштабно-координатная бумага с нанесенным на неё профилем дефекта.

8.2.1.5 Среднюю глубину дефекта с учетом общей его длины l_общ вычисляют по формуле

8.2.1.6 Разрушающее давление для дефекта исходной длины и осредненной глубины вычисляют по формуле

где значение поправочного коэффициента Q_общ должно быть вычислено по формуле

8.2.1.7 Для проведения дальнейших расчетов сложный профиль реального дефекта разбивают по его максимальной глубине на равные части Dd, называемые приращениями по глубине. Число приращений по глубине следует выбирать от 10 до 50 в зависимости от значений максимальной глубины дефекта, его формы и толщины стенки трубы.

8.2.1.8 Каждое последовательное приращение должно разделять профиль дефекта на следующие части (см. рисунок 9):

- идеализированное коррозионное пятно, среднее значение глубины которого  для j-го текущего номера приращения в общем случае меньше текущего значения глубины коррозионного пятна  как показано на рисунке 10;

Примечание - Разница между значениями указанных величин d_j и d_П обусловлена тем, что среднее значение глубины для каждого приращения вычисляют исходя из рассчитанной согласно 8.2.1.3 или 8.2.1.4 площади проекции пятна А_п для j-го текущего номера приращения.

- идеализированные коррозионные язвы, глубина которых больше d_j (рисунок 10).

Рисунок 10 - Представление дефекта со сложным профилем в виде идеализированного коррозионного пятна, включающего идеализированные язвы

8.2.1.9 Для текущего значения глубины d_j среднюю глубину идеализированного коррозионного пятна вычисляют по формуле

где площадь проекции A_П для текущего приращения глубины можно определить по формулам (8.1) и (8.2) или другим методом на основе данных измерений, проведенных согласно 8.1.2.

8.2.1.10 Разрушающее давление для значения глубины d_П вычисляют с учетом коэффициента Q_общ (см. 8.2.1.6) по формуле

8.2.1.11 Расчет средней глубины d_i каждой язвы для текущего приращения глубины d_j проводят по формуле

где площади проекции каждой язвы A_я,i определяют с учетом значений их длины l_i по формулам (8.1) и (8.2) на основе данных измерений, проведенных согласно 8.1.2.

8.2.1.12 При оценке величины разрушающего давления, обусловленного влиянием включенных в коррозионное пятно коррозионных язв, используют значение разрушающего давления p_П, определенное по формуле (8.7). Это значение учитывают в следующей формуле для расчета эффективной толщины t_e стенки «эквивалентной» трубы

8.2.1.13 Значение средней глубины каждой коррозионной язвы d_e,i должно быть скорректировано с использованием значения t_e по формуле

8.2.1.14 Разрушающее давление каждой коррозионной язвы как изолированного дефекта откорректированной глубины d_e,i и длины l_i вычисляют по формуле

где

8.2.1.15 Согласно 7.2 при наличии взаимодействия между коррозионными язвами, расположенными в пределах дефекта сложного профиля, оценку разрушающего давления проводят с учетом этого взаимодействия в следующем порядке:

- по формуле (7.3) вычисляют длину l_nm объединенного дефекта, состоящего из дефектов с n по m;

- среднюю глубину объединенного дефекта d_e,nm вычисляют по формуле

- с учетом формулы (8.13) проводят расчет разрушающего давления p_nm для каждого объединенного дефекта

где

Примечание - Следует учитывать, что в ряде случаев при проведении расчета разделение язв на отдельные дефекты происходит на некотором шаге приращения по глубине дефекта сложного профиля. До этого шага, используемое в 8.2.1.15 значение l_nm, равно сумме длин отдельных соседних язв, то есть s_i = 0 согласно формуле (7.3).

8.2.1.16 За разрушающее давление для текущего приращения глубины принимают минимальное из всех полученных значений

8.2.1.17 Алгоритм оценки, изложенный в 8.2.1.7 - 8.2.1.15 повторяют для последующих приращений d_j до тех пор, пока значение этого приращения не будет равно максимальной по профилю глубине рассматриваемого коррозионного дефекта.

8.2.1.18 Значение p_p, вычисленное согласно 8.2.1.16 для любого текущего приращения глубины, не может быть меньше значения , вычисленного в соответствии с 8.2.1.1.

8.2.1.19 Допустимое давление для дефекта сложного профиля вычисляют по формуле

8.2.1.20 Пример оценки работоспособности участка газопровода с дефектом сложного профиля при учете напряжения от внутреннего давления приведен в приложении Ж.

9 Рекомендации по принятию эффективных технических решений на основе полученных оценок работоспособности
участков газопроводов с коррозионными повреждениями

9.1 В соответствии с 5.2.2 критерием работоспособности участка газопровода с коррозионными повреждениями следует считать превышение расчетного допустимого давления над рабочим давлением, при котором эксплуатируется данный участок, то есть выполнение условия (5.5).

9.2 В рамках разделов 6 - 8 выполнение условия (5.5) проверяется для различных видов коррозионных дефектов и нагрузок на рассматриваемом участке газопровода.

9.3 Указанное условие проверяется:

- при рассмотрении любого дефекта как одиночного с максимальной по всей его длине глубиной (первый этап) с целью быстрой предварительной оценки допустимого давления;

- при рассмотрении группы коррозионных дефектов, когда входящие в эту группу одиночные и объединенные дефекты оценивают по методике первого этапа, но с учетом их взаимодействия;

- при рассмотрении коррозионного повреждения, как дефекта сложного профиля (второй этап), если невозможно снижение рабочего давления до уровня допустимого давления, оцененного на первом этапе.

9.4 Если по экономическим, технологическим или другим причинам невозможно снижение рабочего давления до уровня допустимого, оценка которого получена на втором этапе, то эксплуатирующей организацией в рамках системы технического обслуживания и ремонта могут быть приняты решения о проведении расчетно-экспериментальных работ по уточнению оценки работоспособности данного участка с привлечением специализированной экспертной организации (третий этап).

9.5 На третьем этапе с помощью методов строительной механики и специализированных методик, реализованных в виде вычислительных программных комплексов, специалисты экспертной организации проводят уточненную оценку напряженно-деформированного состояния и допустимого давления на рассматриваемом участке газопровода с коррозионными дефектами.

9.6 Если в результате проведения оценки допустимого давления на участке газопровода с коррозионными дефектами в рамках любого из этапов его уровень выше уровня рабочего давления, то эксплуатирующей данный участок организацией, могут быть приняты следующие решения о дальнейших условиях его эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте:

- продолжение эксплуатации оцениваемого участка газопровода без снижения рабочего давления и устранения дефектов при условии положительных результатов прогнозной оценки работоспособности данного участка газопровода на срок не менее 5 лет с последующим контролем согласно ГОСТ Р 51164 и Положения [9] скорости коррозии в зонах повышенной и высокой коррозионной активности.

Примечания

1 Под прогнозной оценкой работоспособности в рамках настоящего стандарта понимается пересчет значения допустимого давления на оцениваемом участке газопровода с учетом возможного роста размеров коррозионного дефекта.

2 При проведении прогнозной оценки работоспособности скорость роста коррозии по длине и ширине дефекта рекомендуется принимать приблизительно в двадцать раз больше скорости роста коррозии в глубину.

3. Если оценка работоспособности выполнялась по результатам визуального и измерительного контроля, то должна быть выполнена вышлифовка дефектов глубиной более 5% от толщины стенки. Если вышлифовка привела к увеличению размеров дефекта, то должна быть проведена повторная работоспособности с учетом новых размеров дефекта.

- продолжение эксплуатации газопровода без снижения рабочего давления с устранением дефектов в рамках планового ремонта, при условии отрицательных результатов прогнозной оценки работоспособности данного участка газопровода на срок не менее 5 лет.

9.7 Если в результате проведения оценки допустимого давления на участке газопровода с коррозионными дефектами в рамках любого из этапов его уровень ниже уровня рабочего давления, организацией, эксплуатирующей данный участок, могут быть приняты следующие решения о дальнейших условиях его эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте:

- снижение давления до уровня допустимого по результатам оценки без проведения ремонта с выполнением прогнозной оценки согласно 9.6 для нового уровня рабочего давления и последующим контролем скорости коррозии в зонах повышенной и высокой коррозионной активности.

- проведение ремонтных работ по устранению недопустимых дефектов согласно нормативной документации на проведение необходимого вида ремонта с последующей эксплуатацией газопровода без снижения рабочего давления.

9.8 Метод определения границ допустимых размеров дефектов с условным делением их по степени опасности представлен в Приложении И. Этот метод, основанный на положениях 6.2, может быть использован только для одиночных дефектов или дефектов, трактуемых как одиночные.

Приложение А
(рекомендуемое)

Пример ведомости измерений дефектов на участке газопровода с коррозионными повреждениями

Приложение Б
(рекомендуемое)

Схема алгоритма оценки работоспособности участков газопроводов с коррозионными повреждениями

Приложение В
(рекомендуемое)

Примеры оценки работоспособности участка газопровода с одиночными дефектами при учете напряжений от внутреннего давления

В.1 Имеются исходные данные для оценки:

- материал ..……………………………..…….……………....…… X70;

- ГОСТ или технические условия ………………………….……. ТУ 20/28/40/48/56-79;

- изготовитель .…………………………………………….…….... Mannesmann;

- категория участка ..………………………………………….…… IV;

- рабочее давление ………….……..………………………….….. p = 7,4 МПа;

- толщина стенки …………………………………………….….... t = 18,7 мм;

- внешний диаметр трубы ……..……………………….………... D_н = 1420 мм;

- предел прочности металла трубы………………………….…... s_вр = 588,4 МПа;

- длина дефекта ………………………………………………….... l = 500 мм;

- максимальная глубина дефекта ………………………..……….. d = 5,3 мм;

- коэффициент надежности по внутреннему давлению ....…….. n_p = 1,1;

- коэффициент условий работы ………………………..…..……. m = 0,9;

- коэффициент надежности по материалу труб ……..………….. k₁ = 1,34;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода ……. k_н = 1,1.

Значение коэффициента запаса K вычисляют по формуле (5.1) с учетом формул (5.2) и (5.3)

,

где

,

Оценку работоспособности необходимо проводят согласно положениям 6.2.

Следуя указанным положениям, последовательно вычисляют:

- коэффициент Q по формуле (6.5)

;

- разрушающее давление по формуле (6.4)

 МПа;

- допустимое давление по формуле (6.6)

 МПа.

Вывод: Оцениваемый участок газопровода может эксплуатироваться при рабочем давлении 7,4 МПа с текущим контролем его технического состояния в соответствии с 9.6.

В.2 По исходным данным примера В.1 требуется оценить работоспособность участка газопровода с одиночным дефектом при учете напряжений от внутреннего давления при следующих размерах длины и глубины дефекта:

- длина дефекта ……………………………………………….... l = 1000 мм;

- максимальная глубина дефекта …………………………..…. d = 6,8 мм;

Оценку работоспособности необходимо проводить по алгоритму, изложенному в разделе 6.2.

Следуя указанному алгоритму, последовательно вычисляют:

- коэффициент Q по формуле (6.5)

;

- разрушающее давление по формуле (6.4)

- допустимое давление по формуле (6.6)

 МПа.

Вывод: Оцениваемый участок газопровода не удовлетворяет критерию работоспособности (5.5) и должен быть отремонтирован. Согласно 9.7 рабочее давление на этом участке должно быть снижено до уровня допускаемого, или дефект должен быть устранен в соответствии с правилами проведения ремонтных работ для таких дефектов с последующей эксплуатацией при прежнем уровне рабочего давления.

Приложение Г
(рекомендуемое)

Оценка работоспособности участка газопровода с одиночным дефектом при учете напряжений от внутреннего давления и
растягивающих напряжений от осевых и  изгибающих нагрузок и воздействий

Г.1 Растягивающие продольные напряжения, определенные в соответствии с 6.3.2 - 6.3.4 следует учитывать при выполнении неравенства

Г.2 Входящее в правую часть неравенства (Г.1) граничное значение продольных растягивающих напряжений s₂ вычисляют по формуле

где коэффициент G выбирают равным минимальному значению из значений G₁ или G₂, каждое из которых, в зависимости от наличия и соотношения исходных данных, вычисляют следующим образом:

- коэффициент G₁:

а) при известном значении площади проекции A_c коррозионного дефекта на плоскость поперечного сечения трубы по формуле

 

б) при неизвестном значении A_c по формуле

 

- коэффициент G₂:

а) при выполнении неравенства  по формуле

б) при выполнении неравенства  по формуле

Г.3 Если значение s₂, определенное по формуле (Г.2) с учетом формул (Г.3) -(Г.8), не удовлетворяет неравенству (Г.1), то вычисляют разрушающее давление  для данного участка газопровода с учетом напряжений только от внутреннего давления по формуле (6.4) при значении коэффициента Q, рассчитываемого по формуле (6.5).

Г.4 Если значение s₂, определенное по формуле (Г.2) с учетом формул (Г.3)-(Г.8), удовлетворяет неравенству (Г.1), то кроме значения , вычисляют разрушающее давление поперечного разрыва с учетом напряжений от внутреннего давления и определенных в 6.3.3 растягивающих напряжений  по формуле (6.4)

где коэффициент H₂, учитывающий влияние растягивающих продольных напряжений в стенке трубы следует рассчитывать с помощью выражения

для диапазона значений , выраженных неравенством

и

для диапазона значений , выраженных неравенством

Г.5 Разрушающим давлением на участке газопровода с одиночным дефектом при учете напряжений от внутреннего давления и растягивающих продольных напряжений считают наименьшее из разрушающих давлений, рассчитанных в соответствии с Г.3 (формула 6.4) и Г.4 (формула (Г.9))

Г.5 Допустимое давление вычисляют по формуле

где коэффициент запаса K рассчитывают по формуле (5.1) с учетом формул (5.2) и (5.3).

Приложение Д
(рекомендуемое)

Примеры оценки работоспособности участка газопровода с одиночными дефектами при учете напряжений от внутреннего давления, осевых и изгибающих нагрузок и воздействий

Д.1 Имеются исходные данные для расчета одиночного дефекта при действии в газопроводе внутреннего давления и сжимающих напряжений:

- материал ………………………………………………...…… сталь 17Г1С термоупрочненная;

- ГОСТ или технические условия ……………………….…… ТУ 14-3-721-78;

- изготовитель .………..……………..……………...…………. Волжский трубный завод;

- категория участка ..……..………………………….…………. IV;

- рабочее давление ……………………..……………………… p = 5,4 МПа;

- толщина стенки ………………….…………………………... t = 10 мм;

- внешний диаметр трубы …………………………………...... D_н = 1020 мм;

- предел прочности металла трубы ……………….………...... s_вр = 589 МПа

- длина дефекта ………………………………………………… l = 900 мм;

- ширина дефекта …………………………………………….... c = 100 мм;

- глубина дефекта …………………………………………..….. d = 3,7 мм

- коэффициент надежности по внутреннему давлению …..... n_p = 1,1;

- коэффициент условий работы …………….………………... m = 0,9;

- коэффициент надежности по материалу труб ……………... k₁ = 1,4;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода … k_н = 1,0.

В зоне дефекта действуют сжимающие напряжения s_пр = -220 МПа, вызванные температурным воздействием и изгибом газопровода.

Значение коэффициента запаса K вычисляют по формуле (5.1) с учетом формул (5.2) и (5.3)

,

где

,

Расчет допустимого давления на данном участке газопровода проводят согласно положениям 6.3.

Коэффициент Q вычисляют по формуле (6.5)

Необходимость учета сжимающих напряжений проверяют по условию (6.10)

,

где s₁ определяют по формуле (6.11)

Следовательно, s_пр = -220 МПа < s₁ = -199,39 МПа, то есть условие (6.10) выполняется и необходимо учитывать сжимающие напряжения.

Следуя положениям, приведенным в 6.3, последовательно вычисляют:

- разрушающее давление для одиночного дефекта в газопроводе при учете напряжений только от внутреннего давления по формуле (6.4)

- коэффициент H₁, учитывающий влияние сжимающих напряжений по формуле (6.13) с учетом формул (6.15) и (6.16)

,

где

,

- разрушающее давление для продольного разрыва c учетом поправочного коэффициента H₁ по формуле (6.12)

Разрушающим давлением p_p для рассматриваемого участка газопровода по условию (6.17) принимают давление 7,61 МПа, равное минимальному из значений , p^-.

Допустимое давление рассчитывают по формуле(6.18)

 МПа.

Рабочее давление p = 5,4 МПа превышает максимально допустимое p_доп = 5,07 МПа.

Вывод: Оцениваемый участок газопровода не удовлетворяет критерию работоспособности (5.5) и должен быть отремонтирован. Согласно 9.7 рабочее давление на этом участке должно быть снижено до уровня допускаемого, или дефект должен быть устранен в соответствии с правилами проведения ремонтных работ для таких дефектов с последующей эксплуатацией при прежнем уровне рабочего давления.

Д.2 Имеются исходные данные для расчета одиночного дефекта при действии в газопроводе внутреннего давления и растягивающих напряжений:

- материал .………………………………………….……… сталь 17Г1С, термоупрочненная

- ГОСТ или технические условия .………………………………….. ТУ 14-3-721-78;

- изготовитель ……………………………….………………….…. Волжский трубный завод;

- категория участка ..……………….……………..………...…….…... IV;

- рабочее давление …………………………..…………..…..….……. p = 5,4 МПа;

- толщина стенки …………………………………………….….……. t = 10 мм;

- внешний диаметр трубы ………………………………….…..…..... D_н = 1020 мм;

- предел прочности металла трубы ……………………………….… s_вр = 589 МПа;

- предел текучести металла трубы ………………………….….……. s_Т = 412 МПа;

- длина дефекта ………………………………………………….……. l = 400 мм;

- ширина дефекта ………………………………………………….….. c = 200 мм;

- глубина дефекта ………………………………………………….….. d = 2,4 мм;

- коэффициент линейного расширения металла трубы ……………. a = 0,000012 1/град;

- температурный перепад …………………………………………..... DT = -30град;

- коэффициент Пуассона ……………………………………………... m = 0,3

- коэффициент надежности по внутреннему давлению ………….... n_p = 1,1;

- коэффициент условий работы …………….……………………..…. m = 0,9;

- коэффициент надежности по материалу труб ……………………... k₁ = 1,4;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода.………… k_н = 1,0.

В зоне дефекта действуют растягивающие напряжения s_пр = 278,14 МПа, вызванные напряжением от осевых нагрузок  МПа и напряжением от изгибающих нагрузок  МПа, вычисленным по формулам (6.7) - (6.9).

Значение коэффициента запаса K вычисляют по формуле (5.1) с учетом формул (5.2) и (5.3)

,

где

,

Расчет допустимого давления на данном участке газопровода проводят согласно положениям приложения Г.

Следуя указанным положениям, последовательно вычисляют:

- коэффициент Q по формуле (6.5)

;

- отношение длины дефекта в окружном направлении к номинальному внешнему периметру трубы  по формуле (Г.6)

с последующей проверкой условия для вариантов расчета коэффициента G₂

;

- коэффициент G, соответствующий минимальному из двух значений G₁ и G₂:

где коэффициенты G₁ и G₂ вычисляют с учетом значения  по формулам (Г.3) и (Г.7)

а проверку необходимости учета растягивающих напряжений проводят по условию (Г.1)

,

где s₂ определяют по формуле (Г.2)

- разрушающее давление, при учете напряжений только от внутреннего давления, по формуле (6.4)

- проверку условия для варианта расчета коэффициента H₂

,

показывающую, что коэффициент H₂, учитывающий влияние растягивающих напряжений, следует вычислять по формуле (Г.10)

;

- разрушающее напряжение кольцевого разрыва по формуле (Г.9), обусловленное растягивающими продольными напряжениями

Разрушающим давлением p_p для рассматриваемого участка газопровода по условию (6.17) принимают давление 9,80 МПа, равное минимальному из значений , p⁺.

Допустимое давление рассчитывают по формуле (6.18)

 МПа.

Вывод: Оцениваемый участок газопровода может эксплуатироваться при рабочем давлении 5,4 МПа с текущим контролем его технического состояния в соответствии с 9.6.

Приложение Е
(рекомендуемое)

Примеры оценки работоспособности участка газопровода с групповыми дефектами

Е.1 Имеются следующие исходные данные для оценки работоспособности участка газопровода с двумя коррозионными дефектами, представленными на рисунке Е.1:

- материал ..…………………….…………………..….…………... сталь Х70;

- ГОСТ или технические условия ……………………………….. ТУ 20/28/40/48/56-79;

- изготовитель …………………..…………….…..…………...….. Mannesmann;

- толщина стенки …………………………….….……………..…. t = 18,7 мм;

- внешний диаметр трубы ……..…...………….………………… D_н = 1420 мм;

- рабочее давление ……………………………….……………..... p = 7,4 МПа;

- категория участка ……………………………….………………. II;

- предел прочности металла трубы…………….………………... s_вр = 588,4 МПа;

- длина дефекта № 1 …………………………….………………... l₁ = 370 мм;

- глубина дефекта № 1 ……..…...…………………….………….. d₁ = 4,3 мм;

- длина дефекта № 2 …………………………………………….... l₂ = 440 мм;

- глубина дефекта № 2 ……..…...………………………….……... d₂ = 5,9 мм;

- расстояние между дефектами по оси ..………………….……... s = 110 мм;

- расстояние между дефектами по окружности ……………….... s_k = 250 мм;

- коэффициент надежности по внутреннему давлению ……….. n_p = 1,1;

- коэффициент условий работы …………………………….……. m = 0,75;

- коэффициент надежности по материалу труб ……………….... k₁ = 1,34;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода …..... k_н = 1,1.

Рисунок Е 1 Схематизация и размеры двух соседних коррозионных дефектов

Значение коэффициента запаса K вычисляют по формуле (5.1) с учетом формул (5.2) и (5.3)

,

где

,

 МПа.

Необходимость учета взаимодействия дефектов проверяют по условиям (6.1) и (6.2)

 мм  мм,

 мм  мм.

Проверяемые условия показывают, что расстояния между рассматриваемыми дефектами в продольном и окружном направлениях меньше критериальных. Следовательно, оценку работоспособности необходимо проводить, учитывая взаимодействие этих дефектов по методике раздела 7.

Следуя указанной методике, последовательно вычисляют:

- коэффициенты Q_i по формуле (7.2)

,

;

- разрушающее давление для каждого дефекта по формуле (7.1)

 МПа,

МПа;

- эффективную длину объединенного дефекта по формуле (7.3)

- эффективную глубину объединенного дефекта по формуле (7.4)

- коэффициент Q₁₂ по формуле (7.6)

- разрушающее давление для объединенного дефекта по формуле (7.5)

МПа;

За разрушающее давление p_p для рассматриваемого участка газопровода по условию (7.7) принимают давление p₁₂ = 12,83 МПа, равное минимальному из значений p₁, p₂ и p₁₂.

Допустимое давление p_доп рассчитывают по формуле (7.8)

 МПа

Вывод: Оцениваемый участок газопровода не удовлетворяет критерию работоспособности (5.5) и должен быть отремонтирован. Согласно 9.7 рабочее давление на этом участке должно быть снижено до уровня допускаемого, или дефект должен быть устранен в соответствии с правилами проведения ремонтных работ для таких дефектов с последующей эксплуатацией при прежнем уровне рабочего давления. Наиболее опасным дефектом на данном участке газопровода является дефект с эффективной глубиной 4,55 мм и общей длиной 920 мм, полученный в результате объединения двух взаимодействующих дефектов.

Е.2 Имеются исходные данные для оценки работоспособности участка газопровода с четырьмя коррозионными дефектами:

- материал ..…………………….…………………..….………….… сталь Х70;

- техническое условие …………………………….……………….. ТУ 20/28/40/48/56-79;

- труба ..…………………………..………………………………..... Mannesmann;

- толщина стенки ……………………….………………………….. t = 18,7 мм;

- внешний диаметр трубы ……..…...……………………………… D_н = 1420 мм;

- рабочее давление …………………………………………………. P = 7,4 МПа;

- категория участка …………………………………………….….... II;

- предел прочности металла трубы…………………………….….. s_вр = 588,4 МПа

- коэффициент надежности по внутреннему давлению ……….... n_p = 1,1;

- коэффициент условий работы …………………………….…...… m = 0,75;

- коэффициент надежности по материалу труб ………………….. k₁ = 1,34;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода …..…. k_н = 1,1.

Значение коэффициента запаса K вычисляют по формуле (5.1) с учетом формул (5.2) и (5.3)

,

где

 МПа.

Размеры расчетных дефектов приведены в таблице Е.1.

Таблица Е.1 - Размеры расчетных дефектов

Расстояния между последовательно пронумерованными соседними дефектами по оси и по окружности приведены в таблице Е.2.

Таблица Е.2 - Расстояние между дефектами

Необходимость учета взаимодействия дефектов проверяют по условиям (6.1) и (6.2)

Проверяемые условия показывают, что расстояния между рассматриваемыми дефектами в продольном и окружном направлениях меньше критериальных. Следовательно, оценку работоспособности необходимо проводить, учитывая взаимодействие этих дефектов по методике раздела 7.

Следуя указанной методике, последовательно вычисляют:

- коэффициенты Q_i по формуле (7.2)

;

- разрушающее давление для каждого дефекта в отдельности по формуле (7.1)

 МПа,

 МПа;

 МПа;

 МПа;

- эффективную длину объединенного дефекта по формуле (7.3)

- эффективную глубину объединенного дефекта по формуле (7.4)

;

- коэффициент Q_nm по формуле (7.6)

;

- разрушающее давление для объединенного дефекта по формуле (7.5)

.

Результаты расчетов по формулам (7.3) - (7.6) для удобства сведены в таблицу Е.3.

Таблица Е.3 - Результаты расчетов для групповых дефектов

Разрушающим давлением p_p для рассматриваемого участка газопровода по условию (7.7) принимают давление p₂₄ = 14,51 МПа, которое является минимальным из значений p₁, p₂, p₃, p₄, p₁₂; p₁₃, p₁₄, p₂₃, p₂₄, p₃₄.

Допустимое давление p_доп рассчитывают по формуле (7.8)

 МПа.

Вывод: Оцениваемый участок газопровода может эксплуатироваться при рабочем давлении 7,4 МПа с текущим контролем его технического состояния в соответствии с 9.6. Наиболее опасным дефектом на оцениваемом участке газопровода является дефект с эффективной глубиной 1,95 мм и общей длиной 950 мм, полученный в результате объединения в группу взаимодействующих второго, третьего и четвертого дефектов.

Приложение Ж
(рекомендуемое)

Пример оценки работоспособности участка газопровода с дефектами сложного профиля

Ж.1 Имеются исходные данные для оценки работоспособности участка газопровода с коррозионным дефектом неравномерной глубины (рисунок Ж.1)

- материал ..…………………….……………….....….……..…..… сталь Х70;

- ГОСТ или технические условия ……………….………..……… ТУ 20/28/40/48/56-79;

- изготовитель …………………..………..……………….…….… Mannesmann;

- категория участка ..…………………….…………….……...…… III;

- рабочее давление ……………………………….…..…….……... P = 7,4  МПа;

- толщина стенки …………………………………………………. t = 15,7 мм;

- внешний диаметр трубы ……..…...…………….…….………… D_н = 1420 мм;

- предел прочности металла трубы………………..….………….. s_вр = 588,4 МПа;

- длина дефекта ……………………………………………………. l = 560 мм;

- максимальная глубина дефекта ……………………………….… d = 6,2 мм.

- коэффициент надежности по внутреннему давлению …….…... n_p = 1,1;

- коэффициент условий работы …………………………………... m = 0,9;

- коэффициент надежности по материалу труб ……………..…… k₁ = 1,34;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода ……... k_н = 1,1.

Рисунок Ж.1 Продольная проекция дефекта сложного профиля

Значение коэффициента запаса K вычисляют по формуле (5.1) с учетом формул (5.2) и (5.3)

,

где

,

МПа.

Замеры глубины дефекта по длине его профиля, изображенного на рисунке Ж.1 приведены в таблице Ж.1

Таблица Ж.1 - Результаты замеров глубины дефекта по длине его профиля

Расчет допустимого давления на данном участке газопровода проводят согласно положениям подраздела 8.2.

Следуя указанным положениям, последовательно вычисляют:

- разрушающее давление, используя максимальную глубину дефекта и его общую длину с использованием формул (6.4) и (6.5);

;

 МПа

- среднюю глубину дефекта по формуле (8.3)

где - = 1298,1 мм²  площадь проекции дефекта на продольную плоскость, вычисленная по данным изменения глубины дефекта вдоль осевой координаты;

- разрушающее давление для дефекта исходной длины и осредненной глубины по формуле (8.4)

 МПа,

где коэффициент Q_общ определяют по формуле (8.5)

- разрушающие давление для дефекта с использованием процедуры последовательных приращений по глубине согласно 8.2.1.7 - 8.2.1.17.

Результаты расчета по указанной процедуре с шагом Dd = 0,2 мм представлены в таблице Ж.2. Минимальным является давление разрушения, равное 11,598 МПа, вычисленное на 9 шаге при приращении глубины 1,8 мм, что соответствует примерной глубине разделения дефекта на пятно и содержащуюся внутри этого пятна язву. Рисунок Ж.2 иллюстрирует изменение расчетного разрушающего давления на каждом шаге.

Таблица Ж.2 Результаты расчета разрушающего давления для дефекта сложного профиля

Рисунок Ж.2 Зависимость разрушающего давления от приращения по глубине

Разрушающим давлением p_p для рассматриваемого участка газопровода по условию (8.16) принимают давление 11,598 МПа, равное минимальному из вычисленных значений

.

Допустимое давление p_доп рассчитывают по формуле (8.17)

 МПа.

Вывод: Оцениваемый участок газопровода не удовлетворяет критерию работоспособности (5.5) и должен быть отремонтирован. Согласно 9.7 рабочее давление на этом участке должно быть снижено до уровня допускаемого, или дефект должен быть устранен в соответствии с правилами проведения ремонтных работ для таких дефектов с последующей эксплуатацией при прежнем уровне рабочего давления.

Примечание - При оценке данного дефекта как одиночного с размерами равными всей его длине и максимальной по профилю глубине расчетное разрушающее давление , вычисленное в данном примере, равно 9,60 МПа. В этом случае допустимое давление было бы 6,0 МПа, что на 17 % ниже по сравнению с уточненным расчетом по реальному профилю дефекта.

Приложение И
(рекомендуемое)

Определение границ допустимых размеров дефектов с делением их по степени опасности

И.1 С помощью преобразований формулы (6.4) можно получить следующую формулу, связывающую относительную глубину дефекта и его длину

где значение длины дефекта l определено параметром Q, вычисляемым по формуле (6.5).

И.2 Используя формулу (И.1) по выбранному критерию предельного состояния для заданного уровня разрушающего давления , геометрических размеров поперечного сечения трубы D_н, t и нормативного значения предела прочности s_вр, соответствующего определенной марке стали, можно построить кривую допустимых размеров дефектов для участка газопровода с такими параметрами.

Задавая различные значения длины дефекта l, вычисляют по формуле (6.5) коэффициент Q, а вычисленное значение этого коэффициента подставляют в формулу (И.1) для вычисления значения относительной глубины дефекта. Таким образом, получают необходимые точки для построения кривой допустимых размеров дефектов при заданном уровне разрушающего давления на рассматриваемом участке газопровода.

Пример таких кривых, построенных для трех предельных состояний, приведен на Рисунке И.1. Исходные данные для построения этих кривых взяты из примера Д.1.

Рисунок И.1 Границы допустимых размеров дефектов

И.3 Кривая 1 соответствует критерию прочности согласно [1] и построена при значении разрушающего давления, равного произведению рабочего давления на проектный коэффициент запаса K, вычисляемый по формуле (5.1).

И.4 Кривая 2 построена при значении разрушающего давления, равного значению испытательного давления без учета осевого подпора, которое гарантируется заводом-изготовителем труб. Величину испытательного давления определяют по техническим условиям на трубы.

Примечание. При отсутствии указания в маркировке гарантированное испытательное давление определяется согласно [1] (пункт 13.16).

И.5 Кривая 3 построена при значении разрушающего давления, равном рабочему давлению.

И.6 Кривые, построенные в соответствии с И.3 - И.5, позволяют следующим образом условно классифицировать дефекты по степени опасности:

- размеры дефектов, попадающие в область ниже кривой 1, являются допустимыми (безопасными) и при обнаружении таких дефектов необходимо следовать рекомендациям, приведенным в 9.6;

- размеры дефектов, попадающие в область между кривыми кривой 1 и 2, являются докритическими (потенциально опасными) и при обнаружении подобных дефектов необходимо следовать рекомендациям, приведенным в 9.7;

- размеры дефектов, попадающие в область между кривыми кривой 2 и 3, являются критическими (опасными) и такие дефекты могут привести к разрушению при испытательном давлении. При обнаружении таких дефектов необходима остановка газопровода и проведение ремонта;

- размеры дефектов, попадающие в область, расположенную выше кривой 3, могут привести к разрушению газопровода при проектном рабочем давлении. Такие дефекты являются недопустимыми (закритическими). Рекомендуемые действия при их обнаружении такие же, как и для критических дефектов.

Примечание - На рисунке И.1 точке А соответствуют размеры дефекта, для которого был проведен расчет допускаемого давления в примере Д.1, а точке B соответствуют размеры дефекта, для которого был проведен расчет допускаемого давления в примере Д.2. Положение этих точек позволяет сделать вывод о том, что дефект, обозначенный точкой А, относится к потенциально опасным дефектам, а дефект, обозначенный точкой B - к допустимым дефектам.

И.7 Границы, разделяющие дефекты по степени их опасности, могут быть построены для одиночных дефектов и дефектов, трактуемых как одиночные.

И.8 Для групповых дефектов и дефектов сложного профиля такие границы построить нельзя из-за многообразия форм профиля и вариантов взаимодействия между групповыми дефектами.

Библиография

Ключевые слова: оценка работоспособности, магистральные газопроводы, коррозионные дефекты, разрушающее давление, допустимое давление, коэффициент запаса.