ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

МЕТОДИКА ПРОДЛЕНИЯ СРОКА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

СТО Газпром 2-3.5-252-2008

Дата введения - 2009-04-15

Предисловие

Содержание

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью реализации требований, установленных Федеральным законом от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1] и «Положением о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах», утвержденным постановлением Госгортехнадзора от 9 июля 2002 г. (РД 03-484-02) [2], регламентирующих правила эксплуатации потенциально опасных объектов ОАО «Газпром».

В стандарте приведено описание экспертных и расчетно-экспериментальных методов и алгоритмов, применяемых при оценке ресурса магистральных газопроводов на этапе эксплуатации. Последовательность изложения материала в основной части соответствует общей последовательности действий, выполняемых экспертами при оценке несущей способности и ресурса магистральных газопроводов. В приложения вынесены материалы с изложением конкретных расчетно-экспериментальных методов, методик и алгоритмов подготовки данных, оценки текущего и прогнозируемого технического состояния и продления срока безопасной эксплуатации линейных частей магистральных газопроводов.

В основу подходов и алгоритмов, приведенных в методике, положена комплексная процедура обработки расчетно-экспериментальных данных, результатов диагностики технического состояния, сведений о нагрузках и воздействиях на трубопровод за предшествующий и прогнозируемый периоды эксплуатации, данных о характерных отказах и повреждениях, а также результатов лабораторных и натурных испытаний образцов и элементов трубопроводов.

Настоящий стандарт разработан с учетом опыта научно-исследовательских и практических работ на действующих магистральных газопроводах, проведенных ООО «ВНИИГАЗ» и другими дочерними обществами и организациями, эксплуатирующими и обслуживающими магистральные газопроводы в рамках работ по диагностике, оценке технического состояния и продлению срока безопасной эксплуатации.

Настоящий стандарт разработан Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» (В.В. Харионовский, С.В. Нефедов, 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).

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает порядок проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

1.2 Действие настоящего стандарта распространяется на объекты линейной части магистральных газопроводов.

1.3 Положения настоящего стандарта предназначены для использования дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», эксплуатирующими и обслуживающими магистральные газопроводы, а также сторонними организациями при проведении работ, связанных с оценкой технического состояния и проведением экспертизы промышленной безопасности линейных частей магистральных газопроводов, выполняемых по договору с ОАО «Газпром».

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 25.101-83 Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов

ГОСТ 25.502-79 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы механических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость

ГОСТ 25.504-82 Расчеты и испытания на прочность. Методы расчета характеристик сопротивления усталости

ГОСТ 25.506-85 Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 27.310-95 Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения

ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84) Металлы. Методы испытаний на растяжение

ГОСТ 5272-68 Коррозия металлов. Термины

ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 12248-96 Грунты. Методы лабораторного определения характеристик прочности и деформируемости

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

ГОСТ 20276-99 Грунты. Методы полевого определения характеристик прочности и деформируемости

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 Газпром 2-3.5-034-2005 Типовая инструкция выполнения работ по пропуску очистных устройств и средств внутритрубной дефектоскопии с использованием временных узлов пуска и приема

СТО Газпром 2-2.4-083-2006 Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов

СТО Газпром 2-2.3-095-2007 Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов

СТО Газпром 2-2.3-112-2007 Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами

СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»

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

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 заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен 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 27.002, СТО Газпром 2-2.4-083, СТО Газпром 2-2.3-095-2007, нормативными документами РД 03-484-02 [2], РД 08-204-98 [3], ПБ 03-246-98 [4], РД 03-298-99 [5] а также следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

3.1 жизненный цикл объекта: Последовательность создания, функционирования и ликвидации объекта, включающая стадии проектирования, строительства, эксплуатации (с учетом технического обслуживания), продления ресурса, консервации (хранения) и ликвидации после наступления предельного состояния.

3.2 линейная часть магистрального газопровода (газопровод, ЛЧМГ): Часть магистрального газопровода (от места выхода с промысла подготовленного к дальнему транспорту газа) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, газораспределительными станциями, узлами подключения компрессорных станций, узлами замера расхода газа, пунктами редуцирования газа, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола.

3.3 нагруженность: Совокупность количественных характеристик разнородных процессов и явлений, определяющих напряженно-деформированное состояние в пределах рассматриваемого участка газопровода.

3.4 остаточный ресурс (срок службы) газопровода: Наработка (календарная продолжительность эксплуатации) газопровода от момента инициации процедуры оценки и продления ресурса до перехода в предельное состояние.

3.5 потенциально опасный участок: Элемент ЛЧМГ, который в силу своих конструктивных особенностей, природных условий эксплуатации или близости по отношению к внешним техногенным воздействиям подвержен проявлению критических отказов с ожидаемой частотой потока отказов, существенно большей среднего значения по всему рассматриваемому газопроводу.

Примечание - Допускается расширительное толкование понятия потенциально опасного участка, при котором к таковым относят еще и участки с вероятными тяжкими последствиями аварий, возникающими вследствие близости участка к источникам техногенных воздействий или к объектам с повышенной транспортной, промышленной или строительной активностью.

3.6 предельное состояние газопровода: Состояние, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода невозможна или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния недопустимо или нецелесообразно.

3.7 разрушение: Событие, заключающееся в деформировании, изменении геометрических размеров конструкций или отдельных элементов технологической системы (с возможным разделением их на части) в результате силовых, термических или иных воздействий, сопровождающееся нарушением работоспособности объекта.

3.9 срок службы (ресурс) газопровода: Календарный срок эксплуатации (наработка) газопровода до перехода в предельное состояние.

Примечание - Следует различать предельные состояния конструктивных элементов, локальных участков газопровода и протяженной трубопроводной трассы (между компрессорными станциями, между крановыми узлами и т.п.).

 

4 Общие требования к организации работ по продлению срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов

4.1 Основания для проведения работ по продлению ресурса

4.1.1 В соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1] объекты транспорта и хранения природного газа относятся к опасным производственным объектам.

4.1.2 Требования промышленной безопасности распространяются на объекты магистрального трубопроводного транспорта газов, включенные в перечень объектов, подконтрольных Ростехнадзору в соответствии с рекомендациями РД 08-204-98 [3].

Примечание - Под требованиями промышленной безопасности понимаются условия, запреты, ограничения и другие обязательные требования, содержащиеся в Федеральном законе «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1], других федеральных законах и иных нормативных правовых актах Российской Федерации, а также в нормативных документах, которые принимаются в установленном порядке и соблюдение которых обеспечивает промышленную безопасность.

4.1.3 В соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1] и РД 03-484-02 [2] по достижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, дальнейшая эксплуатация объектов транспорта газа не разрешена без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации.

4.1.4 Работы по продлению срока безопасной эксплуатации опасных производственных объектов выполняют в рамках экспертизы промышленной безопасности. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности устанавливают ПБ 03-246-98 [4].

4.1.5 Экспертизу промышленной безопасности проводят с целью оценки соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности.

4.1.6 По результатам экспертизы промышленной безопасности должно быть подготовлено заключение экспертизы промышленной безопасности.

4.1.7 Порядок проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации опасных производственных объектов, выработавших установленные сроки, устанавливает РД 03-484-02 [2].

Примечание - Требования этого нормативного документа распространяются на опасные производственные объекты магистрального транспорта газа, для которых назначенный ресурс или срок службы установлен технической документацией или определен экспертной организацией.

4.1.8 В случае отсутствия сведений о нормативных сроках эксплуатации объекта в соответствии с РД 03-484-02 (пункт 8) [2] расчетные сроки эксплуатации устанавливают после соответствующих расчетных обоснований по утвержденной Ростехнадзором методике с учетом результатов анализа проектно-конструкторской документации и условий эксплуатации технического устройства, оборудования и сооружения.

4.1.9 Опасность объектов магистрального транспорта газа определяется совокупностью опасных производственных факторов процесса перекачки и опасных свойств перекачиваемой среды.

К опасным производственным факторам отнесены:

- разрушение объекта или его элементов, сопровождающееся разлетом осколков металла и грунта;

- возгорание транспортируемых продуктов при разрушении объекта, открытый огонь и термическое воздействие пожара;

- взрыв газовоздушной смеси;

- обрушение и повреждение зданий, сооружений, установок;

- пониженная концентрация кислорода;

- дым;

- токсичность продукции.

4.1.10 В качестве критерия соответствия опасного производственного объекта магистрального транспорта газа требованиям промышленной безопасности принято выполнение совокупности условий и ограничений, представленных в нормативной и иной документации, регламентирующей конструктивные, технические и технологические свойства и характеристики объекта на всех этапах жизненного цикла, обеспечивающих промышленную безопасность.

Примечание - Необходимым условием обеспечения промышленной безопасности является недопущение неконтролируемого нарушения герметичности и конструкционной целостности объекта в процессе эксплуатации, при плановом ремонте, реконструкции, замене объекта целиком или отдельных его элементов.

4.1.11 Допустимо раздельное или совместное использование вероятностно-статистических и детерминистических методов и критериев оценки технического состояния и ресурса при оценке соответствия объекта требованиям промышленной безопасности.

Примечание - Вероятностно-статистический подход основан на оценке и нормировании риска события, ассоциированного с нарушением герметичности и конструкционной целостности, в зависимости от условий продления и длительности продленного срока безопасной эксплуатации (продленного ресурса).

Детерминистический подход основан на использовании детерминистических методов и критериев оценки остаточного срока службы (остаточного ресурса) объекта. Критерием обеспечения промышленной безопасности объекта является выполнение совокупности критериев прочности и долговечности, установленных нормативными документами для объекта в целом и отдельных его элементов.

4.1.12 Текущие и прогнозируемые оценки показателей риска, характеристики прочности и долговечности, используемые при оценке промышленной безопасности в рамках продления срока безопасной эксплуатации, должны быть обоснованы и подтверждены расчетами, выполненными в соответствии с нормативными документами, регламентирующими такие расчеты.

4.1.13 В процессе экспертизы промышленной безопасности по результатам комплексного анализа, предусмотренного программой работ по продлению срока безопасной эксплуатации, должны быть получены обоснованные оценки остаточного срока службы (остаточного ресурса).

4.1.14 В зависимости от технического состояния объекта, с учетом требований нормативных документов, существующих организационных и экономических ограничений должен быть назначен продленный срок безопасной эксплуатации (продленный ресурс). Продление сроков безопасной эксплуатации объекта должно быть проведено на срок до прогнозируемого наступления предельного состояния, т.е. на всю продолжительность остаточного срока службы или на определенный период (поэтапное продление срока эксплуатации) в пределах остаточного срока службы (остаточного ресурса).

4.1.15 Объем и периодичность работ по контролю технического состояния газопровода с продленным сроком при эксплуатации могут быть скорректированы инженерно-техническими службами эксплуатирующей организации исходя из реальных условий работы и фактического состояния газопровода.

4.1.16 По истечении продленного срока срок безопасной эксплуатации может быть продлен повторно.

4.1.17 Минимальный продленный срок безопасной эксплуатации газопровода должен быть не менее 5 лет.

4.1.18 В случае невозможности продления указанного срока на 5 и более лет организация-заказчик, которой принадлежит участок газопровода (или система газопроводов), должна разработать технико-экономическое обоснование капитального ремонта, реконструкции или полной замены газопровода с привлечением экспертной организации, ремонтного предприятия и проектного института.

4.2 Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности

4.2.1 Требования к порядку проведения экспертизы промышленной безопасности и оформлению заключения экспертизы установлены положениями ПБ 03-246-98 [4].

4.2.2 Экспертизу промышленной безопасности проводят экспертные организации, аккредитованные в ОАО «Газпром» и имеющие согласно ПБ 03-246-98 [4] лицензию Ростехнадзора. Экспертизу промышленной безопасности выполняют в рамках договора с организацией (заказчиком), эксплуатирующей газопровод или его участок.

4.2.3 Процесс проведения экспертизы состоит из следующих этапов:

- предварительные переговоры представителей заказчика и экспертной организации с целью информирования заказчика о порядке проведения экспертизы;

- составление заявки, подготовка документов, определяющих условия проведения экспертизы, в том числе программы работ по продлению срока безопасной эксплуатации;

- проведение экспертизы промышленной безопасности;

- подготовка и выдача заключения экспертизы.

4.2.4 Работы по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации в рамках экспертизы промышленной безопасности проводят в следующих случаях:

- по заявке заказчика при выработке объектом установленного нормативного срока эксплуатации (назначенного ресурса), или по истечении ранее продленного срока эксплуатации (продленного ресурса), или в инициативном порядке по иным причинам;

- по требованию Ростехнадзора или его территориального органа, предъявляемому в установленном порядке.

4.2.5 Работы проводят на основании официальной заявки заказчика или других документов в соответствии с согласованными экспертной организацией и заказчиком условиями.

4.2.6 Документы на проведение экспертизы составляют после проведения предварительных переговоров. В документах должны быть определены договаривающиеся стороны, объекты экспертизы, приведен перечень информации, необходимой для проведения экспертизы объекта в соответствии с нормативной документацией, сроки экспертизы.

4.2.7 Заказчик должен представить следующие данные, необходимые для проведения экспертизы:

- данные о заказчике и объекте экспертизы;

- проектную, конструкторскую, эксплуатационную, ремонтную документацию, декларацию промышленной безопасности опасного производственного объекта, паспорта технических устройств, инструкции, технологические регламенты и другую документацию, имеющую шифры или другую индикацию, необходимую для идентификации (в зависимости от объекта экспертизы);

- акты испытаний, сертификаты, в том числе, если необходимо, на комплектующие изделия, прочностные расчеты и т.п. (в случае необходимости);

- образцы оборудования (в случае необходимости).

4.2.8 Экспертной организацией могут быть запрошены у заказчика дополнительные материалы и/или выставлены требования по проведению дополнительных обследований и испытаний.

4.2.9 Руководители и ответственные лица организации-заказчика обеспечивают достоверность информации, предоставляемой по запросу экспертной организацией.

4.2.10 Эксперты должны быть назначены официально, полномочия их должны быть определены в порядке, установленном экспертной организацией.

4.2.11 В рамках экспертизы должна быть установлена полнота, достоверность и правильность представленной информации, ее соответствие стандартам, нормам и правилам промышленной безопасности.

4.2.12 Программа работ по продлению срока безопасной эксплуатации должна быть разработана в соответствии с требованиями РД 03-484-02 [2] и с учетом особенностей и специфики эксплуатации конкретных видов технических устройств, оборудования и сооружений.

4.2.13 В программу работ по продлению срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений экспертной организацией по согласованию с заказчиком работ могут быть включены следующие этапы:

- подбор требуемых для технического диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений, нормативных, организационно-методических документов;

- разработка организационно-методических документов по выполнению отдельных работ с соответствующим согласованием или утверждением Ростехнадзора;

- сбор, анализ и обобщение имеющейся на начало работ информации о надежности технических устройств, оборудования и сооружений, а также технических устройств, оборудования и сооружений аналогичного вида или конструктивно-технологического исполнения (в том числе зарубежных);

- проведение по специальным программам и методикам испытаний составных частей, комплектующих изделий, конструкционных материалов, а также технических устройств, оборудования и сооружений в целом с целью оценки технического состояния;

- разборка (демонтаж) технических устройств, оборудования и сооружений на составные части и комплектующие изделия (при необходимости) и контроль технического состояния технических устройств, оборудования и сооружений, а также поиск мест и причин отказов (неисправностей);

- прогнозирование технического состояния технических устройств, оборудования и сооружений на продлеваемый период и выработка решения о возможности и целесообразности продления срока эксплуатации;

- разработка отчетных документов (отчетов, актов, протоколов, частных и итогового заключения) по результатам выполненных работ;

- разработка проекта решения о возможности продления срока безопасной эксплуатации с планом мероприятий по обеспечению эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на продлеваемый период.

4.2.14 При необходимости в рамках экспертизы промышленной безопасности могут быть проведены испытания, контроль и диагностика технического состояния по согласованным с заказчиком методикам и программам.

4.2.15 Диагностирование технических устройств, оборудования и сооружений может быть выполнено силами экспертной организации или с привлечением специализированных организаций в соответствии с программой работ и договорами на их проведение. Сведения о результатах проведенного диагностирования должны быть занесены в паспорт (формуляр) технического устройства, оборудования и сооружения.

4.2.16 При наличии организационно-технических возможностей (аттестованные лаборатории, персонал) некоторые работы по контролю технического состояния технических устройств, оборудования и сооружений по согласованию с экспертной организацией могут быть выполнены организацией, эксплуатирующей объект, что должно быть отражено в программе работ по продлению срока безопасной эксплуатации.

4.2.17 В программу работ по диагностированию технических устройств, оборудования и сооружений экспертной организацией могут быть включены следующие этапы:

- анализ эксплуатационной, конструкторской (проектной) и ремонтной документации (при наличии);

- неразрушающий контроль;

- определение механических характеристик конструкционных материалов;

- металлографические исследования конструкционных материалов;

- определение химического состава конструкционных материалов;

- оценка типа и скорости коррозии;

- выделение участков высокой и повышенной коррозионной агрессивности;

- испытания на прочность и другие виды испытаний;

- расчетно-аналитическая оценка текущего и прогнозируемого технического состояния,

- оценка остаточного срока службы до прогнозируемого наступления предельного состояния.

Примечание - Решением экспертной организации в программу работ по техническому диагностированию могут быть включены дополнительные виды работ, не представленные в 4.2.17.

4.3 Процедура оформления и утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности

4.3.1 Результаты проведенных экспертами работ оформляют в виде отчета, являющегося основой для разработки заключения экспертизы промышленной безопасности. Экспертная организация должна обеспечить хранение отчетов в течение всего срока действия лицензии.

4.3.2 Решение о выдаче положительного или отрицательного заключения экспертизы принимают на основании рассмотрения и анализа документов, полученных при экспертизе, проверке состояния объекта, или проведения необходимых исследований и/или испытаний.

4.3.3 Итоговое заключение о возможности продления срока безопасной эксплуатации объекта (заключение экспертизы промышленной безопасности) подписывает руководитель экспертной организации и утверждает в порядке, установленном Ростехнадзором в соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1].

4.3.4 Заключение экспертизы промышленной безопасности опасного производственного объекта магистрального транспорта газа, подготовленное по результатам процедуры продления срока безопасной эксплуатации, должно содержать:

- титульный лист, оформленный в соответствии с РД 03-298-99 [5], подписанный руководителем экспертной организации;

- вводную часть, включающую основание для проведения экспертизы, сведения об экспертной организации, сведения об экспертах и наличии лицензии на право проведения экспертизы промышленной безопасности;

- перечень объектов экспертизы, на которые распространяется действие заключения экспертизы;

- данные о заказчике;

- цель экспертизы;

- сведения о рассмотренных в процессе экспертизы документах;

- краткую характеристику и назначение объекта экспертизы;

- результаты проведенной экспертизы;

- заключительную часть с обоснованными выводами, а также рекомендациями по техническим решениям и проведению корректирующих мероприятий.

4.3.5 При положительном заключении экспертизы в нем перечисляют объекты, на которые распространяется действие заключения экспертизы с дополнительными условиями или без них.

4.3.6 В случае принятия решения о выдаче отрицательного заключения экспертизы заказчику должны быть представлены обоснованные выводы:

- о необходимости доработки представленных материалов по замечаниям и предложениям, изложенным в итоговом отчете эксперта (ведущего эксперта);

- недопустимости продолжения эксплуатации объекта экспертизы ввиду необеспеченности соблюдения требований промышленной безопасности.

4.3.7 Если по результатам экспертизы установлена необходимость проведения корректирующих мероприятий, то к итоговому заключению прилагают план мероприятий по обеспечению эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на продлеваемый период и выполнению требований промышленной безопасности.

4.3.8 Порядок представления, приема, регистрации, рассмотрения и утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности определен РД 03-298-99 [5].

4.4 Общий алгоритм комплексной оценки технического состояния и остаточного ресурса газопроводов

4.4.1 Общий алгоритм оценки технического состояния газопроводов предусматривает последовательную реализацию следующих этапов:

- сбор и анализ исходной технической информации об объекте;

- проведение оперативной (функциональной) диагностики;

- экспертное обследование технического состояния объекта;

- анализ повреждений, установление их механизма и определяющих параметров технического состояния объекта;

- установление закономерностей изменения определяющих параметров технического состояния, предельных состояний и их критериев;

- анализ отказов и предельных состояний, оценка последствий и критичности отказов в соответствии с ГОСТ 27.310;

- обработка полученных данных и прогнозирование ресурса;

- обоснование вариантов решений о возможности дальнейшей эксплуатации объекта.

4.4.2 Для оценки технического состояния и ресурса принят базовый подход, основанный на принципе «безопасной эксплуатации по техническому состоянию», согласно которому оценку технического состояния объекта осуществляют по параметрам технического состояния, обеспечивающим его надежную и безопасную эксплуатацию согласно нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации, а остаточный ресурс - по определяющим параметрам технического состояния.

В качестве параметров технического состояния принимают параметры, изменение которых (в отдельности или в некоторой совокупности) может привести объект в неработоспособное или предельное состояние.

4.4.3 С учетом принятых критериев предельного состояния и условий эксплуатации объекта в качестве параметров технического состояния могут быть использованы:

- физико-механические характеристики конструкционных материалов (предел текучести, предел прочности, твердость, характеристики трещиностойкости, пределы выносливости, длительной прочности, характеристики микроструктуры материала и др.);

- фактические располагаемые коэффициенты запаса прочности (по пределам текучести, прочности, длительной прочности, ползучести, трещиностойкости, устойчивости, по числу циклов или напряжениям при расчетах на циклическую прочность);

- технологические показатели (температура, давление, параметры вибрации, режимы работы и др.).

4.4.4 Оценку параметров технического состояния и выбор определяющих параметров проводят по результатам анализа проектно-конструкторской документации (чертежи, схемы, планы и т.п.), технической документации (технический паспорт, инструкции по использованию и т.п.), данных оперативной (функциональной) диагностики, экспертного обследования объекта.

4.4.5 При оценке ресурса по результатам предварительного анализа допустимо использование дополнительных критериев предельных состояний, определяющих ресурсные характеристики объекта, не предусмотренных исходной нормативной, проектной и эксплуатационной документацией.

4.4.6 Оценку остаточного ресурса проводят на основе установленных закономерностей изменения определяющих параметров, полученных при анализе механизмов накопления повреждений, зарождения и развития дефектов и (или) по результатам измерения функциональных показателей.

4.4.7 Структурная схема комплексной оценки технического состояния и остаточного ресурса газопроводов приведена на рисунке 1.

5 Анализ исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и остаточного ресурса газопроводов

5.1 Предварительная характеристика объекта

5.1.1 На этапе предварительного анализа должны быть собраны и проанализированы следующие группы данных о газопроводе:

- общая характеристика газопровода;

- данные о конструктивном и технологическом исполнении;

- данные о регионе прокладки;

- данные о произошедших ранее авариях и отказах;

- данные о выполненных ремонтных работах;

- результаты выполненных ранее диагностических обследований и испытаний.

Примечание - По результатам предварительного анализа должны быть подготовлены данные об особенностях конструктивного исполнения газопровода, природно-климатических условиях вдоль трассы, результатах выполненных обследований, выявленной характерной дефектности и повреждениях.

5.1.2 К группе общих характеристик газопровода, которые должны быть приведены в отчетной документации, отнесены:

- наименование газопровода;

- сведения об организации, выполнившей проект;

- сведения об организациях, осуществивших строительство;

- год завершения строительства газопровода и ввода его в эксплуатацию;

- рабочее давление, максимальное давление при испытаниях (согласно проектным условиям).

5.1.3 К группе данных, характеризующих конструктивное и технологическое исполнение газопровода, отнесены:

- типоразмер труб (диаметр, толщина стенки, марка стали, технология изготовления труб, трубный завод, технические условия на трубы);

- технологическая схема газопровода;

- спецификации на трубы и используемое технологическое оборудование;

- раскладка труб вдоль трассы газопровода.

Рисунок 1 - Общий алгоритм оценки технического состояния и остаточного ресурса в рамках продления срока безопасной эксплуатации

5.1.4 К группе данных о регионе прокладки газопровода отнесены:

- географические данные о регионе (расположение региона, характеристики климата, рельеф местности вдоль газопровода);

- координаты газопровода на местности;

- расположение газопровода относительно населенных пунктов, жилых, административных и промышленных зданий и сооружений;

- расположение газопровода относительно других коммуникаций (газонефтепроводы и продуктопроводы, электрические сети, железные и автомобильные дороги и т.п.).

5.1.5 К группе данных, характеризующих техническое состояние газопровода, отнесены:

- данные об авариях и отказах, произошедших в предшествующий период эксплуатации;

- данные о выполненных ремонтных работах;

- результаты диагностических обследований, выполненных ранее на газопроводе;

- результаты специализированных диагностических обследований и текущего эксплуатационного мониторинга.

Примечание - Необходимая информация может быть получена на основе сведений, представленных в актах расследований аварий. В актах приводятся данные о месте и времени возникновения аварии, причине возникновения, масштабах повреждений, принятых первоочередных мерах по локализации аварии и выполненных ремонтно-восстановительных работах.

Данные о выполненных на газопроводе ремонтно-восстановительных работах представлены в актах, составляемых по итогам выполнения работ.

5.1.6 В зависимости от программы и степени полноты выполненных ранее исследований в качестве исходных данных могут быть использованы результаты:

- внутритрубных инспекций, выполненных в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-034, СТО Газпром 2-2.3-095-2007 и РД 51-2-97 [6];

- электрометрических измерений (защитный потенциал «труба-земля», значения поперечного градиента потенциала, удельное электрическое сопротивление грунта вдоль трассы) в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-088;

- визуально-измерительного контроля качества изоляционного покрытия, определения глубины заложения и пространственного положения газопровода, а также степени защищенности металла катодной защитой в соответствии с ВРД 39-1.10-026-2001 [7];

- визуально-измерительного контроля основного металла труб и сварных соединений в соответствии с РД 03-606-03 [8];

- приборно-инструментального контроля состояния металла в шурфах (толщинометрия, твердометрия поверхностных слоев металла, ультразвуковой и рентгеновский контроль состояния сварных швов и основного металла) по СТО Газпром 2-2.3-095 и СТО Газпром 2-2.4-083;

- оценки дефектности труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных трубопроводов в соответствии с инструкцией [9];

- тензометрирования при различных режимах нагружения согласно методическим рекомендациям [10];

- акустико-эмиссионного контроля состояния металла на участках, прилегающих к шурфу;

- непосредственного измерения параметров нагрузок и воздействий на газопровод;

- грунтово-геологических изысканий вдоль трассы (распределение типов грунтов, водонасыщенность, уровень грунтовых вод);

- физико-химических измерений параметров грунта и почвенных электролитов вдоль трассы газопровода;

- топографической съемки фактического положения оси газопровода;

- испытаний отдельных участков газопровода и (или) вырезанных ранее отрезков трубы (катушек) с дефектами и повреждениями;

- физико-механических испытаний образцов, вырезанных из металла катушек и труб аварийного запаса.

5.1.7 Полученные данные должны быть обработаны с целью выявления следующих параметров и групп данных о газопроводе:

- характерных типов повреждений и механизмов деградации свойств объекта;

- характерных и максимальных размеров повреждений;

- данных о кинетике развития дефектов и повреждений;

- значений фактических (располагаемых) физико-механических свойств металла труб в сравнении с исходными показателями, зафиксированными на момент поставки;

- перечня потенциально опасных участков.

5.1.8 Исходные данные и результаты анализа должны быть приведены в табличной и (или) графической форме с привязкой к географическим координатам.

Примечание - С целью хранения и обеспечения компьютерного анализа текущего и прогнозируемого технического состояния объекта все исходные данные рекомендовано заносить в базу данных, сформированную с учетом рекомендаций Р Газпром 2-2.1-160-2007 [11].

5.2 Анализ проектной и исполнительной документации

5.2.1 В перечень подлежащих рассмотрению проектных и исполнительных документов включены:

- технический паспорт газопровода;

- технологическая схема газопровода;

- географический план местности;

- схемы газопровода, выполненные с привязкой к местности;

- планы отдельных участков газопровода;

- чертежи с профилем оси газопровода с привязкой к местности;

- планы переходов газопровода через отдельные естественные и искусственные препятствия (планы перехода через реку, ручей, овраг, железную дорогу, автомобильную дорогу и т.п.);

- ведомости согласованных отклонений от проекта;

- сертификаты или заводские аттестаты на трубы;

- другие документы и материалы по усмотрению специалистов, выполняющих анализ материалов.

5.2.2 На основе имеющихся данных должна быть выполнена привязка газопровода на местности, предусматривающая определение географических координат газопровода по всей протяженности рассматриваемого участка.

Примечание - При использовании исключительно архивных данных, относящихся к этапу строительства газопровода, привязка газопровода на местности может быть выполнена на основе данных геодезической съемки и строительных планов посредством совмещения имеющихся данных о расположении объектов газопровода с физическими планами региона прокладки. Уточненные данные о физических координатах в настоящее время могут быть получены по результатам повторной геодезической съемки с использованием систем спутниковой навигации и определения координат.

5.2.3 По результатам привязки газопровода на местности наносят охранные зоны газопровода, нахождение в которых жилых или промышленных зданий и сооружений недопустимо.

5.2.4 На основе имеющихся данных должна быть рассмотрена раскладка труб по трассе.

5.2.5 На основе проектно-конструкторской документации должна быть сформирована таблица с координатами сечений газопровода, соответствующих изменению хотя бы одного из перечисленных ниже параметров:

- диаметр трубы;

- толщина стенки;

- марка стали;

- тип изоляции.

Примечание - Для большей наглядности полученные данные могут быть представлены графически в виде функции, зависящей от продольной координаты.

5.2.6 При необходимости на основе проектной и строительной документации, специализированных измерений, проведенных с использованием технических средств, должны быть подготовлены данные о пространственном положении оси газопровода.

Примечание - Для получения уточненных данных о пространственном положении оси газопровода могут быть использованы крупномасштабные планы исполнения газопровода на крутоизогнутых участках и на переходах через естественные и искусственные препятствия.

5.2.7 Для восстановления данных о грунтово-геологических условиях вдоль трассы в объеме, достаточном для предварительного анализа, следует использовать данные, приведенные на строительных чертежах и полученные в процессе эксплуатации по результатам дополнительных исследований.

5.2.8 Дополнительные характеристики грунта могут быть получены по результатам специализированных лабораторных исследований физико-химических свойств грунта.

Перечень рекомендуемых дополнительных характеристик грунта и методика оценки коррозионной агрессивности грунта на основе балльной системы приведены в приложении А.

Пример анализа потенциально опасных участков с повышенной коррозионной агрессивностью приведен в приложении Б.

5.2.9 По решению экспертной организации для оценки несущей способности грунта и сопротивления грунта приложенным нагрузкам могут быть проведены исследования с целью определения параметров, характеризующих механическую прочность и деформативность грунта при различных условиях в соответствии с положениями ГОСТ 12248, ГОСТ 20276.

5.3 Анализ условий эксплуатации газопровода

5.3.1 Для оценки уровня повреждений, уже накопленных конструкцией газопровода, и получения прогнозных оценок необходимы данные об уровне нагруженности участка газопровода за предшествующий и на прогнозируемый период эксплуатации.

5.3.2 Перечень необходимых показателей нагруженности зависит от конструктивной схемы, реальных условий эксплуатации газопровода, а также применяемых при анализе расчетных схем и должен быть дополнительно уточнен для каждого объекта.

Примечание - При оценке напряженно-деформированного состояния участка подземного газопровода, помимо значений внутреннего давления, необходимы данные о распределении температур по длине газопровода, характеристиках грунта, позволяющие оценить сопротивление грунта продольным и поперечным перемещениям газопровода, фактические данные о конструктивных особенностях и конфигурации трассы.

Для надземных газопроводов, проложенных на опорах, необходимы данные о конфигурации продольной оси, определенные с учетом возможной просадки, выпучивания или разрушения одной или нескольких опор. Кроме того, необходимы сведения о ветровых нагрузках и температурных режимах в процессе эксплуатации, определенные с учетом их изменчивости на коротких и длительных интервалах времени.

5.3.3 Данные о нагруженности должны быть представлены в форме функциональных зависимостей или в виде соответствующих числовых последовательностей.

5.3.4 При отсутствии данных о нагруженности конкретного объекта или участка газопровода за предшествующий период могут быть использованы данные, относящиеся к аналогичным объектам.

5.3.5 Полученные числовые последовательности и пространственно-временные функции, характеризующие нагруженность объекта, должны быть проанализированы с целью выявления частотных и временных закономерностей. Анализ проводят с целью выделения постоянных и переменных составляющих нагрузок и воздействий, оценки их максимальных и минимальных значений.

Для переменных составляющих нагрузок проводят частотный и временной анализ с целью оценки числа циклов нагружения с заданными амплитудами и коэффициентами асимметрии цикла за рассматриваемый промежуток календарного времени или наработки.

5.3.6 С целью уточнения значений действующих нагрузок и воздействий проводят анализ экстремальных значений нагрузок и их распределений в зависимости от времени.

5.3.7 Степень защищенности газопровода средствами электрохимической защиты оценивают в соответствии с положениями ГОСТ Р 51164. Выполнение во всех сечениях по длине газопровода требований раздела 5 ГОСТ Р 51164 означает наличие полноценной защиты газопровода от поверхностной коррозии.

5.3.8 Нарушение требований ГОСТ Р 51164 по значениям защитного потенциала и (или) продолжительности временной неработоспособности систем электрохимической защиты на отдельных участках является основанием для проведения дополнительных исследований технического состояния газопровода на этих участках.

5.3.9 Контроль фактических значений защитного потенциала осуществляют на основе данных периодических осмотров, выполняемых штатными службами электрохимической защиты эксплуатирующей газопровод организации и по результатам специализированных обследований.

5.3.10 Для получения уточненной оценки коррозионной агрессивности грунтов может быть применена методика, приведенная в приложении А.

5.3.11 Уточненную оценку коррозионной агрессивности грунтов вдоль трассы газопровода выполняют в следующей последовательности.

5.3.11.1 На основе данных, приведенных в проектной документации и полученных по результатам дополнительных исследований, составляют таблицы распределения типов грунтов вдоль трассы газопровода.

5.3.11.2 По результатам комплексного анализа рельефа местности, расположения водных препятствий и иных факторов на экспертном уровне оценивают гидрогеологические условия на отдельных участках.

5.3.11.3 Рассматривают следующие группы данных, характеризующих влияние грунтовых условий на коррозионную агрессивность:

- тип грунта;

- наличие грунтовой воды на уровне сооружения;

- влажность грунта;

- удельное электрическое сопротивление грунта.

5.3.11.4 Интегральную оценку коррозионной агрессивности выполняют по сумме набранных балов.

5.3.12 С целью непосредственной оценки технического состояния и работоспособности и выявления основных повреждающих факторов и механизмов деградации свойств объекта в процессе эксплуатации выполняют анализ текущей дефектности участка газопровода

Примечание - Фактические данные о действующих механизмах накопления повреждений, зарождении и развитии дефектов необходимы для правильного выбора типа кинетических уравнений на этапе оценки ресурса объекта.

5.3.13 Фактические данные о текущей дефектности на отдельных участках могут быть получены по результатам внутритрубных инспекций, визуального и инструментального обследования участка газопровода.

5.3.14 Косвенные данные о вероятной дефектности участка газопровода могут быть получены на основе данных об имевших место ранее отказах и повреждениях на других участках газопровода с аналогичными или близкими условиями эксплуатации.

Примечание - Критерии идентичности, на основе которых допускается использование данных, полученных на другом объекте, должны быть сформулированы экспертами, выполняющими оценку технического состояния конкретного участка газопровода.

5.3.15 Распространение косвенных данных об ожидаемой дефектности на необследованные участки газопровода допустимо, если до этого было проведено комплексное обследование инструментальными методами участков с более жесткими условиями эксплуатации по рассматриваемой группе показателей.

Примечание - Положения 5.3.15 применяют только по отношению к повреждениям, вызванным локальной или общей внешней коррозией, и только в том случае, если при максимальной ожидаемой скорости коррозии на обследованном участке, рассматриваемом в качестве участка-аналога, обеспечен остаточный ресурс участка газопровода не менее трех лет. В противном случае на оцениваемом участке должны быть проведены дополнительные исследования с целью оценки скорости коррозии или подтверждения отсутствия на еще не обследованных участках газопровода значимых коррозионных повреждений.

5.3.16 Если в процессе эксплуатации или в результате инструментального обследования одного или нескольких участков газопровода были выявлены дефекты и повреждения, вызванные коррозионным растрескиванием под напряжением или коррозионной усталостью, то необходимо провести расширенный анализ технического состояния газопровода с привлечением инструментальных средств, обеспечивающих выявление дефектов.

5.3.17 При проведении предварительного анализа повреждающих факторов следует исходить из того, что в общем случае для газопроводов характерны следующие четыре группы повреждающих факторов:

- коррозионные процессы, связанные с выраженной потерей материала, типа общей и локальной коррозии труб;

- комбинированные коррозионно-механические явления, прежде всего коррозионное растрескивание под напряжением.

- накопление усталостных повреждений и развитие дефектов в наиболее нагруженных элементах конструкции газопровода под действием комплекса повторно-переменных нагрузок и воздействий механической природы;

- изменение свойств металла труб и сварных соединений в процессе эксплуатации под действием факторов внешней среды и эксплуатационных нагрузок.

5.3.18 На основе результатов предварительного анализа должен быть определен один или несколько механизмов накопления повреждений, лимитирующих прочностные и ресурсные показатели газопровода.

5.3.19 Если в предшествующий период эксплуатации были зафиксированы нагрузки и воздействия, приводящие к возникновению в сечениях газопровода переменных напряжений, то процессы накопления усталостных повреждений, зарождения и роста дефектов должны быть рассмотрены в качестве одного из возможных повреждающих факторов.

5.3.20 Значимость уже накопленных и прогнозируемых в будущем усталостных повреждений должна быть оценена на основе соответствующих расчетно-экспериментальных моделей.

5.3.21 В общем случае при оценке ресурса должны быть рассмотрены следующие виды коррозионных повреждений:

- общая коррозия (равномерная или неравномерная), характеризующаяся утонением стенки трубы на площади, имеющей характерные размеры, сопоставимые с диаметром газопровода, определяемая средней скоростью утонения в год;

- локальная (язвенная, кавернообразная) коррозия, отличающаяся от общей коррозии компактностью поврежденной области, имеющей характерный размер, сопоставимый с толщиной стенки (при этом глубина коррозионных язв сопоставима с их размерами в плане), определяемая средней скоростью локального увеличения глубины язвы в год;

- питтинговая коррозия - совокупность небольших в плане и глубоких (глубина больше линейных размеров в плане) коррозионных язв, характеризующихся средней максимальной скоростью прорастания наиболее глубоких питтингов и общей площадью поражения в год;

- коррозионное растрескивание - квазихрупкое разрушение газопровода в условиях совместного действия статических растягивающих напряжений и коррозионных сред (почвенных электролитов); характеризуется средней скоростью роста наиболее крупных трещин, а также критическими размерами трещины по квазистатическому критерию разрушения;

- коррозионная усталость - образование и рост трещин в условиях совместного действия переменных нагрузок и коррозионно-агрессивной среды; характеризуется скоростью роста усталостной трещины в коррозионно-агрессивной среде с учетом изменения физико-механических характеристик металла;

- коррозия, вызванная действием блуждающих токов.

5.3.22 Возникновение коррозионных повреждений в процессе жизненного цикла газопровода должны быть проанализированы как при обеспечении проектных условий эксплуатации, так и с учетом изменения эксплуатационных режимов, в том числе вызванных возможным снижением эффективности противокоррозионной защиты газопровода.

5.3.23 Необходимость учета коррозионных повреждений при анализе технического состояния и ресурса участка газопровода оценивают по результатам внутритрубных инспекций, детального комплексного обследования, коррозионного мониторинга, инструментальных исследований, внешних осмотров, по эффективности противокоррозионной защиты с учетом коррозионной агрессивности внешней среды и транспортируемого продукта, а также с учетом опыта эксплуатации аналогичных объектов.

5.3.24 Отсутствие на момент проведения анализа выявленных коррозионных повреждений не является достаточным основанием для неучета коррозии в качестве одного из механизмов накопления повреждений в конструкции при оценке работоспособности и ресурса.

При отсутствии на момент проведения анализа выявленных коррозионных повреждений следует провести дополнительное изучение предпосылок для возникновения и развития коррозионных повреждений как при условии сохранения, так и с учетом изменения режимов эксплуатации, вызванных в том числе снижением эффективности противокоррозионной защиты (электрохимической защиты, внешней изоляции и внутреннего покрытия труб).

Примечание - Отсутствие данных о выявленных коррозионных повреждениях на момент проведения анализа может быть вызвано как реальным отсутствием дефектов, так и погрешностями диагностической аппаратуры или ошибками персонала при проведении диагностического обследования в условиях реального наличия коррозионных дефектов.

5.3.25 Значимость выявленных и прогнозируемых коррозионных дефектов и повреждений необходимо оценивать на основе расчетно-экспериментальных моделей.

5.3.26 При оценке технического состояния газопроводов в процессе эксплуатации должен быть рассмотрен комплекс вопросов, связанных с анализом состояний, характеризуемых нарушением проектного положения газопровода, происходящих под действием комплекса эксплуатационных и природно-климатических нагрузок вследствие их неполного или недостаточно точного учета.

Примечание - Нарушение проектного положения является частным случаем реализации непроектных состояний газопровода.

5.3.27 Признаками нарушения проектного положения являются:

- просадки или выпучивание отдельных конструктивных элементов;

- образование свободно-провисших участков (арок) в вертикальной или горизонтальной плоскости;

- избыточные продольные перемещения, в том числе на крутоизогнутых участках;

- изменение конструктивной схемы газопровода, вызванное повреждением или разрушением отдельных конструктивных элементов (опоры, анкерные закрепления, сброс пригрузов и др.).

Примечание - Перечень признаков непроектных положений является открытым и может быть дополнен решением эксперта, выполняющего оценку технического состояния.

5.3.28 В рамках анализа непроектных положений газопровода выявляют причины, условия реализации, механизмы развития и вероятные последствия, вызванные нарушением проектного положения.

5.3.29 В зависимости от конкретных условий событие, состоящее в нарушении проектного положения участка газопровода, может быть классифицировано как повреждение или отказ, а состояние объекта, соответственно, как неисправное или неработоспособное в соответствии с ГОСТ 27.002.

5.3.30 Классификацию событий и состояний, ассоциируемых с нарушением проектного положения, выполняют на основе заданной системы критериев.

5.3.31 Первичный анализ может быть выполнен на основе экспертного подхода, базирующегося на комплексной оценке технических решений, предполагаемых условий эксплуатации, опыте проектирования, строительства и эксплуатации аналогичных объектов.

5.3.32 В рамках экспертного анализа подлежат определению характерные причины, которые уже привели или могут привести к развитию непроектных состояний:

- повреждение или разрушение конструктивных элементов, вызванное накоплением повреждений и исчерпанием ресурса под действием нагрузок и воздействий, учитываемых регулярным расчетом;

- недостаточный учет реально действующих нагрузок и воздействий в рамках регулярного расчета;

- реализация нерасчетных технологических режимов работы объекта;

- нарушение технологии строительства;

- отступление от заложенных в проекте конструктивных решений;

- неконтролируемые природно-климатические нагрузки и воздействия.

5.3.33 На основе результатов экспертного анализа по каждой группе выявленных причин и в соответствии с РД 51-4.2-003-97 [12] и публикацией [13] должен быть проведен расчетный анализ с целью получения прогнозной оценки показателей технического состояния объекта и их эволюции во времени.

5.4 Выбор потенциально опасных участков

5.4.1 На основе результатов предварительного анализа может быть сформирован перечень потенциально опасных участков, на которых должны быть проведены дополнительные диагностические и расчетно-аналитические работы.

5.4.2 В соответствии с ВРД 39-1.10-006-2000* [14] к группе потенциально опасных отнесены следующие участки газопровода с наиболее сложными мерзлотными, инженерно-геологическими и технологическими условиями:

- участки, сложенные сильнольдистыми (суммарной льдистостью более 0,4), пучинистыми грунтами и подземными льдами;

- участки, расположенные на границе между талыми и вечномерзлыми грунтами;

- косогоры с льдонасыщенными грунтами;

- оползневые участки;

- пересечения селевых потоков;

- участки с наиболее высокими эксплуатационными нагрузками и воздействиями на газопровод;

- участки на подрабатываемых территориях;

- всплывшие участки и арки;

- воздушные и подводные переходы;

- пересечение газопроводов между собой и с другими трубопроводами;

- переходы под железными и автомобильными дорогами;

- конструктивные узлы-перемычки, крановые узлы, компенсаторы, отводы;

- участки газопровода, эксплуатируемые в условиях фактического нарушения размеров охранных зон.

5.4.3 К потенциально опасным могут быть отнесены участки, на которых по результатам инспекций или диагностических работ инструментальными методами или визуально в соответствии с действующей нормативной документацией были выявлены опасные дефекты или отклонения от проектного состояния.

5.4.4 К потенциально опасным участкам, требующим дополнительного обследования, могут быть отнесены участки, на которых, согласно мнению экспертов, основанному на косвенных данных и опыте эксплуатации, возможно наличие дефектов и повреждений или условий для их ускоренного развития, в том числе:

- участки, на которых в предшествующий период эксплуатации газопровода не был обеспечен непрерывный по ГОСТ Р 51164 проектный режим работы систем электрохимической защиты;

- участки газопровода, отнесенные по результатам коррозионного анализа к участкам высокой и повышенной коррозионной опасности согласно ГОСТ Р 51164, ВРД 39-1.10-006-2000* [14];

- участки газопровода, проложенные по территориям с интенсивной хозяйственной деятельностью, создающей потенциальную опасность несанкционированного воздействия на газопровод представителей «третьей стороны», не причастной к сооружению и эксплуатации газопровода.

5.5 Анализ полноты и степени достоверности информации

5.5.1 Анализ работоспособности участка газопровода следует проводить с учетом степени полноты и достоверности исходных данных о дефектности, нагруженности, конструктивном исполнении и физико-механических свойствах материалов.

5.5.2 Полноту и достоверность информации оценивают по следующим показателям:

- характеристики средств диагностики технического состояния (минимальные размеры гарантированно обнаруживаемых дефектов, вероятность пропуска дефекта, погрешности измерений);

- источник получения данных о свойствах материалов (технические условия на поставку труб, технические характеристики конкретной партии труб, результаты индивидуализированных испытаний образцов, расчетные значения, полученные на основе унифицированных приближенных зависимостей);

- данные о нагрузках и воздействии (результаты прямых замеров нагрузок и воздействий, проведенных непосредственно на объекте, выполняемых в течение значимого временного промежутка, результаты разовых замеров, данные о нагруженности участка за предшествующий период, восстановленные на основе расчетных моделей, прогнозные оценки нагруженности, полученные на основе вероятностных моделей);

- точность и достоверность методов оценки текущего напряженно-деформированного состояния в зоне дефекта.

5.5.3 По результатам анализа должны быть сделаны выводы о достаточности имеющихся исходных данных для проведения расчетной оценки несущей способности и ресурса или необходимости проведения дополнительных работ, направленных на восполнение недостающей информации.

5.5.4 Для восполнения недостающей информации может быть проведено дополнительное обследование потенциально опасных участков. Программой работ может быть предусмотрено проведение необходимых наблюдений и измерений, выполняемых в полевых условиях, натурных и лабораторных испытаний элементов конструкций и образцов.

5.5.5 Программа работ по дополнительному обследованию потенциально опасных участков должна быть согласована с эксплуатирующей организацией.

6 Расчетно-экспериментальные исследования, необходимые для оценки технического состояния газопроводов

6.1 Составные части программы дополнительного обследования

6.1.1 В перечень работ по дополнительному обследованию на потенциально опасных участках газопровода могут быть включены работы по следующим направлениям:

- рекогносцировочное обследование трассы газопровода;

- определение действительного положения газопровода и величин перемещения труб в плане и по глубине согласно положениям ВРД 39-1.10-026-2001 [7];

- определение состояния изоляционного покрытия и основных характеристик защищенности газопровода по ВРД 39-1.10-026-2001 [7];

- определение фактического напряженного состояния газопровода в различных сечениях в соответствии рекомендациями [15];

- определение соответствующих ГОСТ 12248 и ГОСТ 20276 физико-механических характеристик грунтов, окружающих газопровод;

- определение внешних силовых воздействий на трубопровод на участках различных категорий в соответствии с методикой [16];

- определение внутреннего давления и температуры стенок труб в контролируемых сечениях;

- оценка технического состояния по результатам обследования в шурфах.

6.1.2 Контроль значений параметров следует проводить, как правило, в одних и тех же сечениях.

6.2 Анализ коррозионной агрессивности грунта

Анализ коррозионной агрессивности грунтов вдоль трассы газопровода должен выполняться на основе требований ГОСТ 9.602, ГОСТ Р 51164 и комплексных методик, предусматривающих многофакторный учет географических, грунтово-геологических и физико-химических показателей грунта в соответствии с 5.3.10 и 5.3.11.

6.3 Электрометрические обследования, анализ состояния изоляционного покрытия

6.3.1 Электрометрические обследования проводят в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-088 и с учетом положений ВРД 39-1.10-026-2001 [7], регламентирующего смежные вопросы.

6.3.2 Прогнозную оценку остаточного срока службы изоляционного покрытия получают по результатам сопоставления значений характеристических параметров электрохимической защиты, определенных в соответствии с ГОСТ Р 51164 при проектировании электрохимической защиты газопроводов на начальный и конечный периоды эксплуатации газопровода, с фактическими значениями, определенными по результатам измерений и расчетно-аналитического анализа полученных результатов.

6.3.3 В общем случае к контролируемым показателям на начальный и конечный периоды эксплуатации газопровода в соответствии с ГОСТ Р 51164 отнесены:

- для установок катодной защиты - силы защитного тока и напряжения на выходе катодных станций (преобразователей), а также сопротивления анодных заземлений;

- протекторных установок - силы защитного тока и сопротивления протекторов;

- установок дренажной защиты - силы тока дренажа и сопротивления дренажной цепи.

6.3.4 В рамках комплексного анализа эффективности противокоррозионной защиты газопровода могут быть определены с целью сопоставления с браковочными значениями следующие показатели изоляционного покрытия:

- прочность защитных покрытий при ударе;

- адгезия изоляционного покрытия к защищаемой поверхности;

- площадь отслаивания изоляционного покрытия при катодной поляризации;

- значение переходного сопротивления изоляционного покрытия;

- сопротивление изоляционного покрытия вдавливанию.

Примечание - Перечень контролируемых показателей по 6.3.3 и 6.3.4 определяет экспертная комиссия по согласованию с заказчиком.

6.3.5 Минимально допустимые значения переходного сопротивления изоляционного покрытия должны быть установлены на основе требований к защитным покрытиям и методам контроля качества, установленным в ГОСТ 9.602.

6.3.6 По результатам сопоставления фактических и предельно допустимых значений характеристических параметров, перечисленных в 6.3.3 и 6.3.4, должна быть определена прогнозная оценка остаточного срока службы изоляционного покрытия.

6.4 Оценка скорости коррозии на коррозионно-опасных участках

6.4.1 Приближенная оценка скорости коррозии на коррозионно-опасных участках может быть получена по результатам сравнения размеров коррозионных повреждений, зафиксированных в одной и той же области наблюдения в различные последовательные моменты времени.

6.4.2 Оценка скорости коррозии может быть получена с помощью датчиков и индикаторов скорости коррозии, размещенных вдоль трассы. В качестве расчетной следует принять наиболее неблагоприятную оценку скорости коррозии, полученную в процессе наблюдений.

6.4.3 При отсутствии прямых данных, полученных в соответствии с 6.4.1 и 6.4.2, в качестве расчетной оценки скорости локальной или общей коррозии могут быть приняты значения скорости коррозии, определенные для грунтов с идентичным показателем коррозионной агрессивности.

6.5 Дефектоскопическое обследование потенциально опасных участков приборами неразрушающего контроля

6.5.1 Для обнаружения и локализации дефектов могут быть использованы методы и средства неразрушающего контроля.

6.5.2 Способы, виды и методы технического диагностирования основного металла труб и сварных соединений газопроводов методами неразрушающего контроля установлены СТО Газпром 2-2.4-083 и СТО Газпром 2-2.3-095.

6.5.3 Выполнение работ по дефектоскопическому обследованию потенциально опасных участков приборами неразрушающего контроля осуществляют в соответствии с регламентом и техническим руководством на используемые диагностические приборы и оборудование.

6.5.4 Перечень используемых диагностических средств и программы обследований, выполняемых в рамках процедуры продления срока безопасной эксплуатации, подлежат согласованию между экспертной организацией и заказчиком.

6.5.5 Для определения показателей напряженно-деформированного состояния участка газопровода может быть проведено тензометрирование при различных режимах эксплуатации.

6.6 Оценка физико-механических свойств конструкционных материалов по результатам лабораторных испытаний

6.6.1 Для восполнения данных о физико-механических свойствах основного металла и металла сварных соединений могут быть проведены лабораторные испытания образцов.

6.6.2 Рекомендуемая программа лабораторных испытаний образцов основного металла и металла сварных соединений со ссылками на соответствующие стандарты и другие нормативные документы, регламентирующие эти методы, приведена в приложении В.

6.7 Особенности работ по продлению срока безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением

6.7.1 Продление срока безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением (далее - КРН), проводят в соответствии с требованиями разделов 4, 5 и положениями нормативных документов [9, 16].

6.7.2 Срок безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных КРН, продлевают на тех межкрановых участках газопроводов, в пределах которых выполняется одно из следующих условий:

- произошло разрушение, установленной или предполагаемой причиной которого по заключению специально созданной комиссии является КРН;

- при визуальном осмотре разрушившихся в результате аварии или переиспытания фрагментов труб обнаружены стресс-коррозионные трещины (независимо от предполагаемой или установленной причины разрушения);

- произошло разрушение, причина которого не установлена;

- произошло два и более разрушений (независимо от предполагаемой или установленной причины разрушения);

- в результате обследований газопровода обнаружены стресс-коррозионные трещины.

Примечание - Межкрановым участком газопровода считают участок, с которого может быть стравлен газ без снижения давления в соседних участках.

6.7.3 При проведении мероприятий по продлению срока безопасной эксплуатации участков газопроводов, подверженных КРН, обязательно предусматривают обследование этих участков одним из следующих способов:

- внутритрубным снарядом-дефектоскопом, выявляющим стресс-коррозионные трещины, с последующим обследованием обнаруженных дефектных труб в шурфах с использованием приборов, выявляющих стресс-коррозионные трещины;

- в шурфах в соответствии с положениями и требованиями ВРД 39-1.10-023-2001 [17];

- при переизоляции участков газопроводов с использованием приборов, выявляющих стресс-коррозионные трещины.

6.7.4 Продление срока безопасной эксплуатации участков газопроводов, подверженных КРН, может быть проведено по результатам ранее сделанных обследований.

6.7.5 Все трубы со стресс-коррозионными дефектами, обнаруженные при обследовании, заменяют или ремонтируют в соответствии с инструкцией [9].

6.7.6 После выполнения требований 6.7.3-6.7.5 проводят комплекс расчетно-аналитических работ и организационно-технических мероприятий по продлению срока безопасной эксплуатации обследованных участков газопроводов в рамках требований и основных положений разделов 4 и 5.

7 Оценка работоспособности и ресурса расчетного участка газопровода

7.1 Общая характеристика расчетной процедуры

7.1.1 В соответствии с разделами 5 и 6 оценке работоспособности и ресурса расчетного участка должно предшествовать выполнение вспомогательных этапов, по итогам выполнения которых должна быть сформирована информационная и методическая основа для получения расчетных и экспертных оценок.

7.1.2 Информационная и методическая основа для получения расчетных и экспертных оценок включает следующие информационные и методические материалы и результаты предварительного анализа исходной информации:

- данные о сертификационных и текущих физико-механических характеристиках основного металла и сварных соединений труб и соединительных деталей;

- фактические данные о действующих механизмах накопления повреждений, зарождении и развитии дефектов, необходимые для правильного выбора кинетических уравнений на этапе оценки ресурса объекта;

- фактические данные о нагруженности участка газопровода за предшествующий и прогнозируемый периоды;

- характеристики кинетических уравнений накопления повреждений, зарождения и развития дефектов;

- характеристики расчетного участка.

7.1.3 Процедура расчетно-экспериментальной оценки работоспособности и ресурса должна включать в себя последовательное выполнение следующих действий, регламентированных методикой [16]:

- оценку параметров напряженно-деформированного состояния расчетного участка;

- оценку предельных (разрушающих) напряжений и (или) деформаций, действующих в пределах расчетного участка, при фиксированном уровне дефектности;

- оценку критических параметров дефектности, оцениваемых при заданном уровне нагрузок, или соответствующих им характеристик напряженно-деформируемого состояния;

- оценку текущего уровня накопленных повреждений, показателей дефектности, выполняемую на основе выбранной системы кинетических уравнений;

- расчетно-экспериментальную оценку суммарной наработки или календарного времени от момента ввода участка в эксплуатацию или с момента проведения текущих оценок до момента его перехода в предельное состояние.

Примечание - Действия, перечисленные в 7.1.3, выполняют для всех расчетных участков или однотипных групп расчетных участков по всем типам расчетных состояний.

7.2 Анализ напряженно-деформированного состояния

7.2.1 Оценку характеристик напряженно-деформированного состояния элементов газопроводной конструкции в пределах расчетного участка выполняют на основе совокупности имеющихся данных о физико-механических свойствах материалов, конструктивных особенностях, нагрузках и воздействиях на газопровод.

По результатам выполненных исследований должны быть получены и заданы в численной или аналитической форме значения компонент напряжений и деформаций при всех выбранных для анализа сочетаниях нагрузок и воздействий в объеме, достаточном для определения этих показателей на всем рассматриваемом временном интервале.

7.2.2 Оценку напряженно-деформированного состояния выполняют на основе расчетных схем, сформированных в соответствии с общими правилами строительной механики и с учетом результатов частотного и временного анализа нагрузок и воздействий.

7.2.3 Значения компонент напряжений и деформаций могут быть получены по результатам неразрушающего контроля в соответствии с ГОСТ Р 52330 или по результатам натурных наблюдений и измерений, проведенных непосредственно на конструктивном элементе газопровода.

7.3 Структура расчетных критериев

7.3.1 Для получения расчетной оценки работоспособности и ресурса рекомендована система расчетных критериев, отражающая множественность механизмов деградации свойств газопроводной конструкции в процессе строительства и эксплуатации, в которую в соответствии с методикой [16] включены следующие типы расчетных критериев:

- критерии прочности:

а) основанные на введении ограничений на величину упруго-пластических напряжений и (или) деформаций;

б) основанные на положениях линейной и упруго-пластической механики разрушения (квазистатический подход);

в) основанные на положениях о неустойчивом распространении трещин (хрупких и вязких) (динамическое распространение трещин);

- критерии устойчивости:

а) основанные на анализе стержневой форме устойчивости;

б) основанные на анализе местной (оболочечной) форме устойчивости;

в) основанные на анализе устойчивости положения;

- критерии долговечности:

а) критерий усталости при многоцикловом нагружении (выносливости);

б) критерий усталости при малоцикловом нагружении;

в) критерий роста усталостных трещин под действием нагрузок механической природы;

г) критерий долговечности при коррозионно-механических нагрузках и воздействиях.

7.3.2 Форму записи расчетного критерия в каждом конкретном случае определяют с учетом типа связанной с критерием прочностной, динамической или статической задачи, выбранной расчетной схемы и способа представления нагрузок и воздействий.

7.3.3 Рекомендации по применению расчетных критериев в методиках оценки работоспособности и ресурса газопроводов приведены в приложениях Г, Д, Ж, И, К.

7.4 Оценка предельных (разрушающих) значений напряжений

7.4.1 В соответствии с принятой процедурой оценки работоспособности и ресурса должна быть получена расчетная оценка предельных (разрушающих) значений напряжений и (или) деформаций, соответствующих заданному уровню текущей дефектности расчетного участка.

7.4.2 Значения предельных напряжений должны быть определены на основе принятой системы расчетных критериев.

7.4.3 Значения предельных напряжений и (или) деформаций должны быть определены для фиксированного состояния конструкции, идентифицируемого набором характеристических параметров, номенклатура которых является достаточной для получения расчетных оценок предельных напряжений и (или) деформаций на основе выбранных расчетных схем и критериев.

В перечень параметров, идентифицирующих данное фиксированное состояние конструкции, должны быть включены физико-механические характеристики конструкционных материалов и характеристики дефектности.

7.4.4 Значения физико-механических характеристик конструкционных материалов, входящих в перечень параметров, идентифицирующих конкретное состояние конструкции, должны быть определены с учетом их возможного изменения в процессе эксплуатации, вызванного влиянием внешней среды и (или) эксплуатационных факторов.

7.5 Оценка предельных (разрушающих) уровней дефектности

7.5.1 В соответствии с приведенной в 7.3 структурой расчетных критериев и с учетом результатов предварительного анализа повреждающих факторов и механизмов деградации свойств объекта должна быть получена расчетная оценка предельных (разрушающих) уровней дефектности, соответствующих заданной совокупности параметров расчетного участка.

7.5.2 Получение расчетных оценок предельных (разрушающих) характеристик дефектности эквивалентно определению в численной или аналитической форме зависимости между характеристиками реализуемого в пределах расчетного участка напряженно-деформированного состояния и значениями показателей дефектности, при которых впервые происходит нарушение соответствующих критериев прочности и трещиностойкости.

7.5.3 Перечень параметров, характеризующих дефектность расчетного участка, должен быть согласован с типом используемого расчетного критерия.

7.6 Оценка показателей ресурса расчетного участка по отношению к заданной системе нагрузок и воздействий

7.6.1 Оценка показателей ресурса расчетного участка состоит в расчетно-экспериментальном определении наработки объекта от момента ввода в эксплуатацию или момента проведения соответствующих оценок до момента перехода в предельное состояние.

7.6.1.1 Если отсчет наработки ведется от момента ввода участка в эксплуатацию, то подлежит определению полный ресурс расчетного участка.

7.6.1.2 Если отсчет наработки объекта ведется от момента проведения соответствующих оценок, то подлежит определению остаточный ресурс расчетного участка.

7.6.2 Если расчеты выполняются в календарном времени, то подлежит определению срок службы расчетного участка. В частном случае срок службы может совпадать с ресурсом расчетного участка.

7.6.3 Переход расчетного участка в предельное состояние оценивают на основе соответствующего критерия предельного состояния.

7.6.4 Несущая способность расчетного участка зависит уровня накопленных повреждений и текущей дефектности конструкции.

7.6.5 Расчетная оценка уровня накопленных повреждений и текущей дефектности выполняется на основе кинетических уравнений, устанавливающих связь между фактическими значениями накопленных мер повреждений или скоростью их накопления с показателями нагруженности и наработки (или срока службы) расчетного участка.

7.6.6 Практические рекомендации по оценке уровня накопленных повреждений, расчета роста дефектов на основе соответствующих уравнений приведены в приложениях Г, Д, И, К.

7.7 Расчетная оценка прочности и остаточного ресурса участка газопровода с дефектами

7.7.1 Расчетную оценку прочности и остаточного ресурса участка газопровода с коррозионными дефектами следует выполнять в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112 в следующей последовательности:

- в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.3-112 определяют максимально допустимое утонение стенки С_доп, мм, с учетом принятого соотношения между длиной и шириной дефекта;

- проводят оценку средней скорости коррозии металла труб на основании данных о коррозионной агрессивности грунта, результатах непосредственного измерения размеров дефектов на рассматриваемом участке газопровода, результатах внутритрубной инспекции на параллельных нитках газопроводов с учетом следующих двух возможных вариантов.

Если имеются данные о глубине коррозионного повреждения, полученные с интервалом в несколько лет, то среднюю скорость коррозии v_кор, мм/год, вычисляют по формуле

,                                                                                                                (1)

где с₁ -глубина коррозионного повреждения при первом измерении, мм;

с₂ -глубина коррозионного повреждения при втором измерении, мм;

t_l и t₂ -продолжительность эксплуатации газопровода до проведения первого и второго измерения соответственно, год.

Если имеются данные о глубине коррозионного повреждения только на момент обследования, то среднюю скорость коррозии v_кор, мм/год, вычисляют по формуле

,                                                                                                                       (2)

где с - глубина коррозионного повреждения на момент измерения, мм;

t - срок эксплуатации газопровода до проведения измерений, год.

Величину остаточного ресурса Тост, год, вычисляют по формуле

,                                                                                                         (3)

где c_факт - определяемая при измерении фактическая глубина коррозионного повреждения, мм.

7.7.2 Оценку работоспособности отводов, имеющих утонение стенки из-за эрозионного износа, проводят согласно рекомендациям Р 51-31323949-42-99 [18] во взаимосвязи с оценкой прочности, определяемой величиной кольцевых напряжений от действия внутреннего давления.

Примечание - Эрозионный износ стенок труб на криволинейных участках газопровода обусловлен высокими скоростями переносимых газом твердых частиц и является одним из факторов, снижающих остаточный ресурс отводов.

7.7.3 Контролю подлежат отводы на площадках газораспределительных станций, гребенки и компенсаторы на подводных переходах.

7.7.4 Оценку работоспособности труб с дефектами формы поперечного сечения выполняют в соответствии с инструкцией [9] и рекомендациями [19].

7.7.5 Расчетно-экспериментальную оценку работоспособности и ресурса участков газопроводов с трещинами и трещиноподобными дефектами выполняют в соответствии с инструкцией [9] и методикой [16].

8 Обработка результатов расчета, выдача рекомендаций

8.1 Оценка показателей остаточного ресурса участка газопровода

8.1.1 Если физическому участку газопровода на этапе формирования был поставлен в соответствие один расчетный участок, то в качестве остаточного (полного) ресурса участка газопровода принимают остаточный (полный) ресурс расчетного участка.

8.1.2 Если одному и тому же физическому элементу в исходной анализируемой конструкции на этапе формирования расчетных участков было поставлено в соответствие более одного расчетного участка, каждый из которых соответствует определенному типу дефектности или механизму накопления повреждений, то в качестве окончательной расчетной оценки ресурса принимают минимальное из полученных значений.

8.2 Обоснование продления срока эксплуатации

8.2.1 По результатам анализа работоспособности и ресурса участка газопровода могут быть приняты три варианта решений о дальнейшей деятельности.

8.2.1.1 Продолжение эксплуатации участка без изменения режима до полного исчерпания или достижения заданных показателей остаточного ресурса (или в течение заданного календарного времени в пределах располагаемого остаточного срока службы).

8.2.1.2 Продолжение эксплуатации участка при условии уменьшения его нагруженности до уровня, обеспечивающего достижение располагаемого расчетного остаточного ресурса не ниже назначенного продленного ресурса. Такое решение следует рассматривать в качестве временной меры, направленной на поддержание частичной работоспособности участка газопровода в течение ограниченного срока при недопустимости его немедленного отключения по экономическим или организационным причинам.

8.2.1.3 Прекращение эксплуатации с целью проведения частичного ремонта или замены участка.

8.2.2 Основанием для продолжения эксплуатации участка в прежнем режиме является превышение полученного расчетного значения остаточного ресурса по сравнению с назначенным по итогам анализа продленным ресурсом.

8.3 Планирование очередности проведения инспекций технического состояния

8.3.1 Планирование содержания и очередности проведения инспекций технического состояния рассматривают в качестве составляющей общего анализа работоспособности и ресурса участка газопровода.

8.3.2 Планирование содержания и очередности проведения инспекций основано на применении базовых алгоритмов оценки работоспособности и ресурса, рассмотренных в настоящем стандарте.

8.3.3 Результаты работы должны удовлетворять базовому принципу, положенному в основу организации мониторинга технического состояния участка газопровода, состоящему в том, что планируемые инспекции технического состояния должны обеспечивать выявление дефектов и повреждений в газопроводе в номенклатуре и типоразмерах, гарантирующих сохранение работоспособного состояния конструкции в течение заданного временного периода после инспекции.

Примечание - Продолжительность пребывания объекта в работоспособном состоянии должна быть достаточной для проведения восстановительных работ на газопроводе или планового изменения эксплуатационного режима на более безопасный режим, определенный с учетом текущего технического состояния конструкции.

8.3.4 Для обеспечения требований 8.3.3 необходимо решение следующих дополнительных по отношению к базовой процедуре оценки работоспособности и ресурса задач:

- установление периодичности и объемов инспекций;

- задание требований к чувствительности диагностической аппаратуры;

- задание перечня и численных значений характеристических параметров гарантированно обнаруживаемых дефектов и повреждений.

8.3.5 Сроки проведения повторной (или очередной) инспекции технического состояния газопровода могут быть оценены на основе вероятностно-статистического подхода исходя из значений локальной интенсивности аварий для заданной вероятности безотказной работы участка газопровода в пределах временного интервала между инспекциями в соответствии с 8.4 и положениями РД 51-4.2-003-97 [12].

8.4 Оценка времени проведения повторной экспертизы с целью продления срока безопасной эксплуатации газопроводов на основе вероятностного подхода

8.4.1 Время проведения повторной экспертизы промышленной безопасности с целью продления срока эксплуатации рассчитывают исходя из значений локальной интенсивности аварий λ_л и для заданной величины вероятности безотказной работы участка газопровода за этот период времени.

8.4.2 Значения локальной интенсивности аварий определяют на основании статистических данных об инцидентах и отказах на газопроводах и по результатам экспертных оценок конструктивно-технологических особенностей, условий строительства, эксплуатации и текущего технического состояния участков газопровода.

8.4.3 Оценку локальной интенсивности аварий на участках газопровода проводят в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

8.4.4 Интенсивность аварий измеряют количеством аварий на участке газопровода длиной 1000 километров за один год его эксплуатации.

Примечание - По статистическим данным в среднем на российских магистральных газопроводах интенсивность аварий составляет 0,2 аварии в год на 1000 км.

8.4.5 Интенсивность аварий обследуемого локального участка газопровода вычисляют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084 по формуле

,                                                                                     (4)

где l_рег среднестатистическая интенсивность аварий для региона прокладки газопровода;

k_D -коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности аварий от диаметра газопровода;

B_ср =3,65 - балльная оценка для среднестатистического участка российского газопровода (по десятибалльной шкале);

р_i, q_ij -весовые коэффициенты, учитывающие относительный вклад каждого фактора внутри каждой из групп технологических и природных факторов влияния;

F_ij -балльные оценки факторов риска для обследуемого участка газопровода.

8.4.6 Значения параметров l_рег, k_D, р_i, q_ij - и балльных оценок факторов риска F_ij - в зависимости от конструктивно-технологических особенностей, условий строительства и эксплуатации, текущего технического состояния рассматриваемого участка газопровода определяют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

8.4.7 Вероятность Р(n ≥ 1) возникновения одной или более аварий на обследуемом участке газопровода с учетом вычисленного по формуле (4) значения интенсивности аварий λ_л вычисляют по формуле

Р(n ³ 1) = 1 - exp(-l_л ∙ t ∙ L/1000),                                                                             (5)

где L - протяженность обследуемого участка газопровода, км;

t - время дальнейшей эксплуатации этого участка, год.

8.4.8 Для проведения экспертной оценки отдельно взятого обследуемого участка газопровода назначают участки, расположенные до и после компрессорной станции (КС) и находящиеся в зоне ответственности одного линейно-производственного управления (ЛПУ).

Примечание - Длина таких участков в среднем составляет около 60 км.

8.4.9 Время до проведения следующей экспертизы промышленной безопасности с целью продления срока безопасной эксплуатации таких участков рассчитывают исходя из того, что за устанавливаемый срок вероятность безаварийной работы участка составит 0,9, а вероятность отказа, соответственно, Р(n ³ 1) = 0,1.

8.4.10 Время до проведения следующей экспертизы t, год, для обследуемого участка газопровода протяженностью 60 км вычисляют по формуле

.                                                                                                         (6)

8.4.11 Если рассчитанное время до проведения следующей экспертизы оказывается менее 5 лет, то проводят рекомендуемые экспертной организацией мероприятия по повышению эксплутационной надежности, затем определяют новые значения локальной интенсивности аварий на участке и назначают сроки проведения следующей экспертизы с учетом проведенных мероприятий.

Приложение А
(рекомендуемое)

Методика оценки коррозионной агрессивности грунта на основе балльной системы

А.1 Методика предназначена для оценки комплексного показателя, характеризующего коррозионную агрессивность грунта (КА) вдоль трассы газопровода с целью последующего районирование местности по признаку КА.

А.2 В качестве комплексного показателя коррозионной агрессивности принимается балльная оценка, рассчитанная на основе требований, представленных в таблице А.1. Оценка коррозионной агрессивности по сумме набранных баллов осуществляется на основе данных, приведенных в таблице А.2.

А.3 Районирование местности предусматривает выделение участков вдоль трассы с заданными (постоянными в пределах участка) значениями комплексного показателя коррозионной агрессивности.

Таблица А.1 - Балльная система оценки коррозионной агрессивности грунта

Таблица А.2 - Классификация грунтов по показателю коррозионной агрессивности

А.4 Для прогноза необходимо определить минимум 10 характеристик. Если определены не все характеристики, то следует указать область разброса, которую находят прибавлением к найденной сумме наибольших и наименьших баллов тех факторов, которые не были исследованы. Область разброса характеризует надежность прогноза.

Приложение Б
(рекомендуемое)

Пример анализа потенциально опасных участков с повышенной коррозионной агрессивностью

Б.1 На рисунках Б.1(a) и Б.1(б) показаны графики, характеризующие раскладку труб и тип внешнего изоляционного покрытия рассматриваемого газопровода. На рисунках Б.1(в) и Б.1(г) приведены значения комплексного показателя коррозионной агрессивности, оцененного на основе балльной системы, рассмотренной в приложении А. На рисунке Б.1(д) приведены значения защитного потенциала, определенные по результатам измерений.

Б.2 По результатам анализа исходной информации о свойствах грунтов были оценены значения показателей коррозионной агрессивности на различных участках газопровода и на этой основе составлен перечень потенциально опасных участков.

Примечание - При оценке технического состояния было учтено, что в процессе обследования не были выявлены признаки, свидетельствующие о фактическом или вероятном наличии в газопроводе дефектов, вызванных коррозионным растрескиванием, и предрасположенности к процессам коррозионного растрескивания металла труб.

а	Координата вдоль трассы х, км

1 - 717´8 мм 19Г; 2 - 717´10 мм 19Г; 3 - 508´9,5 мм "Ц"

б	Координата вдоль трассы х, км

1 - нормальная; 2 - усиленная; 3 - весьма усиленная

Рисунок Б.1 - Сопоставление разнородных факторов при анализе потенциально опасных участков по признаку повышенной коррозионной агрессивности грунта

Б.3 На рисунке Б.2 вертикальными столбцами показано расположение выявленных потенциально опасных участков, предрасположенных к ускоренному развитию коррозионных повреждений. Высота столбцов на рисунке Б.2 соответствует значению показателя коррозионной агрессивности на данном участке. Круговыми маркерами показаны координаты выполненных ранее шурфов, а горизонтальной линией - расположение участков, подвергнутых гидравлическим испытаниям после ремонта.

Примечание - На рассматриваемом участке газопровода в предшествующий период в рамках плановых технических обследований было выполнено около 20 шурфов с обследованием состояния металла труб в зонах шурфов, а также более 100 шурфов в рамках обследования состояния систем ЭХЗ (рисунок Б.3).

Б.4 Сопоставление результатов, приведенных на рисунках Б.2 и Б.3, показывает, что в пределах потенциально опасных участков и в непосредственной близости к ним было выполнено в общей сложности более 120 шурфов. На отдельных потенциально опасных участках с интервалом в 1-3 года было проведено несколько обследований, что дает основания для осторожных оценок скорости коррозии на данных участках.

Фактическая глубина максимальных обнаруженных коррозионных повреждений составила менее 1 мм. В рамках предположения о том, что максимальные коррозионные повреждения были накоплены за последние 5-10 лет эксплуатации, то это дает оценку расчетной скорости коррозии на уровне 0,1-0,2 мм/год.

Потенциально опасные участки

Рисунок Б.2 - Расположение потенциально опасных участков по трассе газопровода

Координата вдоль трассы х, км

Рисунок Б.3 - Состояние металла в шурфах по результатам выполненных обследований

Б.5 В соответствии с рекомендованным алгоритмом при оценке технического состояния должны быть использованы методы анализа, обеспечивающие консервативность прогнозируемых значений остаточного ресурса.

Для обеспечения консервативности были использованы следующие гипотезы:

- при оценке остаточного ресурса максимальная расчетная скорость коррозии была принята равной 0,3 мм/год, что в 1,5-2 раза выше наиболее неблагоприятных оценок;

- расчетная оценка предельных размеров поверхностных дефектов была выполнена на основе критериев механики разрушения, в предположении, что в пределах гладкого коррозионного дефекта находится трешиноподобный концентратор;

- при задании характеристик текущей дефектности были приняты оценки, как минимум в два раза превышающие максимальные размеры дефектов, выявленных в рамках выполненных обследований.

Б.6 В таблицах Б.1 и Б.2 приведены характеристики прочности, пластичности и предельной деформации стали марки 17Г1С. Данные представлены в формате, обеспечивающем проведение расчетов несущей способности газопровода с трещинами на основе методики [16], с учетом требований приложения В.

Таблица Б.1 - Физико-механические характеристики стали 17Г1С

Таблица Б.2 - Характеристики трещиностойкости стали 17Г1С

Б.7 На рисунке Б.4 показаны области допустимых размеров дефектов, рассчитанные по критерию трещиностойкости на основе методики, приведенной в [16] и приложении Ж, для участка газопровода диаметром D = 820 мм, толщиной стенки t = 9 мм, изготовленного из стали 17Г1С с проектным давлением Р = 5,5 МПа.

Кривая 1 построена при кольцевых напряжениях s₁ = 250 МПа, соответствующих проектному рабочему давлению Р = 5,5 МПа, а кривая 2 - при напряжениях s_1к = 1,6 s₁ = 400 МПа.

Полудлина трещины а, м

Рисунок Б.4 - Оценка остаточного ресурса участка газопровода

Б.8 Согласно расчету дефекты, расположенные выше кривой 1, приведут к разрушению газопровода при напряжениях, не превышающих рабочее значение. При этом для всех дефектов, образы которых расположены ниже кривой 2, разрушающие напряжения не менее чем в 1,6 раза будут больше рабочих.

Таким образом, кривая 2 является условной границей области допустимых расчетных дефектов, обеспечивающей требуемый коэффициент запаса по разрушающим нагрузкам.

Кривая 3 ограничивает область размеров начальных дефектов.

Прерывистой линией (маркер 4) показана толщина стенки трубы.

Б.9 Круговыми маркерами с индексами 1 и 2 показаны начальные и конечные размеры характерных дефектов.

Примечание - Подрастание дефекта А в процессе эксплуатации, характеризуемое переходом дефекта из состояния А1 в состояние А2, соответствует нарушению расчетного условия прочности. Подрастание дефекта В и переход из состояния В1 в состояние В2 эквивалентно фактическому разрушению газопровода.

Б.10 В рамках принятых исходных предположений на основе результатов выполненного анализа сделан вывод о том, что расчетная оценка остаточного ресурса участка газопровода, определяемая продолжительностью подрастания дефекта А из состояния А1 в состояние А2, составит семь лет.

Приложение В
(рекомендуемое)

Физико-механические характеристики металла труб, необходимые для оценки прочности и ресурса газопроводов

В.1 Характеристики прочности и трещиностойкости трубных сталей

В.1.1 В разделе приведен перечень физико-механических характеристик трубных сталей, необходимых для оценки прочности и ресурса газопроводов.

В.1.2 Первую группу составляют параметры, характеризующие прочность, пластичность и предельную деформацию при растяжении:

- условный предел текучести при растяжении s_0,2, МПа;

- временное сопротивление (предел прочности) при растяжении s_в, МПа;

- предельная деформация при растяжении e_в;

- параметры аппроксимации диаграммы деформирования, например на основе модели Рамберга-Осгуда, s_у, МПа и n.

В.1.3 Вторую группу составляют параметры, характеризующие трещиностойкость стали. К ним относятся:

- критический коэффициент интенсивности напряжений при плоской деформации K_IC, МПа·м^1/2,

Примечание - Критический коэффициент интенсивности представляет собой характеристику сопротивления материала возникновению хрупкого разрушения в области упругих деформаций.

- критическое значение J-интеграла J_1С, МДж/м²;

Примечание - Критическое значение J -интеграла представляет собой характеристику сопротивления материала инициированию хрупкого разрушения в области упругопластических деформаций.

- критическое раскрытие в вершине трещины d_1С, м;

Примечание - Критическое раскрытие в вершине трещины представляет собой характеристику сопротивления материала инициированию хрупкого разрушения в области упругопластических деформаций.

В.1.4 Характеристики трещиностойкости должны быть определены при нескольких значениях температуры для оценки влияния температуры эксплуатации (испытаний) на значения определяемых величин. В качестве характерных температур рекомендуется выбрать следующие значения: 20; 0; минус 20; минус 40; минус 60 °С.

В.1.5 Методы определения характеристик трещиностойкости при статическом нагружении регламентированы ГОСТ 25.506 и методическими указаниями [20].

В.2 Программа расширенных лабораторных испытаний с целью определения физико-механических характеристик основного металла и металла сварных соединений

В.2.1 Целью лабораторных испытаний является определение значений физико-механических параметров, с достаточной полнотой характеризующих прочностные, деформационные и ресурсные показатели образцов при заданных модельных режимах нагружения.

На основе результатов лабораторных испытаний должны быть определены значения параметров, входящих в критериальные уравнения прочности и трещиностойкости, а также параметры соответствующих кинетических уравнений, характеризующих процессы накопления повреждений, зарождения и развития дефектов в наиболее нагруженных зонах конструкции.

В.2.2 Испытания на растяжение стандартных образцов, вырезанных из основного металла и металла сварных швов, с целью определения диаграммы деформирования при квазистатическом растяжении (испытания проводятся на продольных и поперечных образцах).

Правила подготовки образцов и методы определения механических свойств установлены ГОСТ 1497.

По результатам испытаний определяют:

- условный предел текучести s_0,2, МПа;

- временное сопротивление (предел прочности) при растяжении s_в, МПа;

- предельная деформация при растяжении e_в;

- относительное сужение образца в шейке y;

- максимальные напряжения при разрыве S_k, МПа;

- параметры аналитической аппроксимации диаграммы деформирования.

В.2.3 Испытания стандартных образцов на ударную вязкость по Шарпи и Менаже (KCV, KCU) (образцы вырезаются из основного металла и металла сварных соединений).

Показатели ударной вязкости должны быть определены на образцах с ориентацией LR, LC, CR, CL (см. рисунок В.1) при температурах 20, минус 20 °С.

Ударную вязкость по Шарпи следует определять по ГОСТ 9454 на образцах типов 11-13. Ударную вязкость по Менаже следует определять по ГОСТ 9454 на образцах типов 1-3.

Рисунок В.1 - Ориентация образцов на KCV и изгибных образцов на трещиностойкость

В.2.4 Характеристики трещиностойкости J_IС и d_IС основного металла при статическом нагружении определяют на образцах с ориентацией LC и CL (см. рисунок В.2) на образцах типа 3 по ГОСТ 25.506.

Характеристики трещиностойкости J_IС и d_IС металла сварного соединения при статическом нагружении определяют на образцах типа 3 по ГОСТ 25.506 с ориентацией LC и надрезами, расположенными на различных расстояниях от срединной плоскости шва.

В.2.5 Усталостные испытания образцов при циклическом нагружении с целью определения параметров, характеризующих процессы накопления повреждений и зарождения дефектов в условиях многоцикловой и малоцикловой усталости.

Испытания образцов в режиме многоциклового нагружения следует проводить в соответствии с ГОСТ 25.504.

Испытания образцов при малоцикловом нагружении следует проводить в соответствии с методическими указаниями [21].

По результатам испытаний должны быть определены:

- кривые усталости при малоцикловом и многоцикловом нагружении;

- получены фактические экспериментальные данные для оценки точности прогнозных расчетно-аналитических моделей оценки ресурса при циклическом нагружении.

Рисунок В.2 - Ориентация образцов для испытаний на внецентренное растяжение (образец на трещиностойкость, тип 3 по ГОСТ 25.508-85)

В.2.6 Испытания компактных образцов на циклическую трещиностойкость с целью определения кинетических диаграмм развития трещин и трещиноподобных дефектов при циклическом нагружении следует проводить в соответствии с методическими указаниями [22].

По результатам испытаний должны быть определены:

- кинетические диаграммы усталостного роста трещин;

- значения параметров, входящих в уравнения роста трещин при циклическом нагружении (в наиболее простом случае - константа С и показатель степени т в уравнении Пэриса);

- получены расчетные оценки ресурса по критерию роста усталостных трещин в зависимости от размеров исходного дефекта и режима нагружения.

В.2.7 Испытания предварительно деформированных образцов в соответствии с рекомендациями В.2.3-В.2.5 проводят после предварительного растяжения образцов в продольном направлении до значений полной продольной деформации e_pre, равной 0,01; 0,05 и 0,1.

В.2.8 Объем испытаний.

При испытаниях по В.2.2 для определения механических свойств основного металла или металла сварного соединения заготовки, конструктивного элемента, готового изделия или образца-свидетеля должно быть испытано не менее трех однотипных образцов.

При испытаниях по В.2.3 с целью определения ударной вязкости по Шарпи и Менаже должно быть испытано не менее пяти однотипных образцов по каждому виду испытаний.

При испытаниях по В.2.4 с целью определения характеристик трещиностойкости при статическом нагружении должно быть испытано не менее пяти однотипных образцов.

При испытаниях по В.2.5 с целью построения кривых усталости при малоцикловом и многоцикловом нагружении должно быть испытано не менее трех образцов для каждого фиксированного максимального уровня напряжения или деформации в цикле нагружения.

При испытаниях по В.2.6 компактных образцов на циклическую трещиностойкость должно быть испытано не менее трех образцов.

При испытаниях предварительно деформированных образцов по В.2.7 должно быть испытано по два образца при каждом виде испытаний.

Приложение Г
(рекомендуемое)

Кинетические уравнения роста дефектов

Г.1 Уравнения роста коррозионных дефектов

Г.1.1 Рост коррозионных дефектов типа общего и локального утонения

Г.1.1.1 Для получения прогнозных оценок развития дефектов общей и локальной коррозии должны быть интегрированы дифференциальные уравнения первого порядка (Г.1).

,  ,  .                                                                         (Г.1)

В формуле (Г.1) использованы следующие обозначения:

а, b, с - длина, глубина и ширина коррозионного дефекта, м;

, ,  - скорости роста дефекта в длину, глубину и ширину, м/год;

t - время, год.

Г.1.1.2 Скорость подрастания коррозионного дефекта устанавливается в зависимости от условий эксплуатации и коррозионной агрессивности грунта вдоль газопровода. В качестве расчетных оценок рекомендуется принимать скорости подрастания коррозионного дефекта в длину и ширину в 20-50 раз больше скорости роста коррозии в глубину.

Г.1.2 Рост трещин коррозионного растрескивания

Для описания процесса коррозионного растрескивания могут быть использованы уравнения коррозионной стойкости, записанные относительно длительно действующих квазистатических напряжений:

.                                                                                                             (Г.2)

Уравнение (Г.2) связывает максимальные напряжения σ с параметром времени. Коэффициенты A_t, m_ct описывают эмпирическую зависимость циклического и (или) квазистатического процессов коррозионного растрескивания; s_th - пороговое напряжение, ниже которого коррозионного растрескивания не наблюдается.

Финальным событием процесса коррозионного растрескивания является образование макроскопической трещины. При этом формула (Г.2) определяет время до образования макроскопической трещины или до разрушения конструктивного элемента в зависимости от величины приложенного напряжения.

Скорость роста трещин коррозионного растрескивания при квазистатическом нагружении определяется скоростью роста максимальной из наблюдаемых микротрещин аналогичной зависимостью вида

;  ,

где , , m - константы, определяемые экспериментально.

Г.2 Уравнения роста усталостных трещин

При расчете роста трещин в стенке трубопровода примем следующие исходные допущения:

- форма поверхностной трещины может быть аппроксимирована полуэллипсом с размерами полуосей а (глубина) и b (полудлина);

- в процессе роста полуэллиптическая (эллиптическая) форма трещины не изменяется, а изменяется лишь отношение а/b;

- применимы модели линейной механики разрушения.

Рассматриваются три модели описания роста усталостных трещин в коррозионной среде в зависимости от объема и достоверности исходной информации.

Кинетические уравнения роста трещиноподобных дефектов при циклическом нагружении в отсутствие коррозионного воздействия имеют вид

;,                                                               (Г.3)

где а, b - глубина и полудлина трещиноподобного дефекта при полуэллиптической аппроксимации формы;

N - число циклов (блоков) нагружения;

C_а, С_b - коэффициенты эмпирических уравнений Пэриса;

m_а, m_b - показатели степени эмпирических уравнений Пэриса;

DK_а, DK_b - размахи коэффициентов интенсивности напряжений (КИН);

K_{mах a}, K_{mах b}     максимальные значения КИН;

K_th - пороговое значение КИН;

K_IС - критическое значение КИН для трещины I типа (нормального отрыва).

Следует различать два варианта расчета показателей ресурса по критерию роста усталостных трещин.

Первый вариант предусматривает оценку остаточного ресурса конструкции с уже выявленным трещиноподобным дефектом по критериям усталостного и (или) коррозионно-усталостного роста трещин. В этом случае полученное значение остаточного ресурса (срока службы) будет достаточно достоверным, с погрешностью, определяемой точностью исходных данных и выбранным расчетным методом, соответствовать реальной долговечности конструктивного элемента.

При втором варианте оценка ресурса конструкции по критериям развития усталостных и (или) коррозионно-усталостных трещин является завершающим этапом оценки ресурса по комплексным критериям усталости. Расчет по комплексным критериям усталости предусматривает последовательное выполнение двух расчетных этапов. На первом этапе определяется наработка или календарная продолжительность времени до момента зарождения трещиноподобного дефекта, определяемого по критериям малоцикловой или многоцикловой усталости. В ряде случаев появление макроскопического трещиноподобного дефекта может не рассматриваться в качестве критерия предельного состояния. В этом случае выполняется второй этап анализа - расчет остаточного ресурса по критерию роста усталостных трещин. Начальные характеристики трещиноподобного дефекта должны быть заданы на основе дополнительного анализа. В качестве приближенных оценок начальных размеров могут быть использованы значения, определенные на основе данных о предельной разрешающей способности диагностических средств контроля.

Прогнозируемое значение остаточного ресурса в этом случае будет определяться суммой значений остаточного ресурса, определенных по критериям усталости и усталостного роста трещин.

Приложение Д
(рекомендуемое)

Расчет показателей ресурса по критериям усталости

Д.1 Общие сведения о процессах накопления усталостных повреждений

Усталостью материала называется совокупность процессов, характеризующихся накоплением микроповреждений и последующим возникновением локальных очагов разрушения (усталостных трещин) при длительном воздействии переменных (в частном случае - циклических) напряжений.

Различают явления малоцикловой усталости и многоцикловой усталости (выносливости). Малоцикловой усталостью называют явление, при котором усталостное повреждение или разрушение происходит при упругопластическом деформировании. При многоцикловой усталости (выносливости) указанные явления развиваются в основном при упругих напряжениях. Малоцикловой усталости соответствует диапазон долговечностей до N = 5·10⁴ циклов - значения, принятого в качестве условной границы, разделяющей малоцикловую и многоцикловую усталость. По деформациям в качестве приближенной границы принимают значения максимальных циклических деформаций е » (1,0-2,0)·10^-3.

Для определения типа разрушения и выбора метода расчета (статическая прочность, малоцикловая усталость, выносливость) следует оценить максимальные напряжения цикла и предполагаемое количество циклов за расчетный срок эксплуатации в опасных сечениях трубопровода в зонах концентраторов напряжений.

Подлежат учету следующие группы нагрузок: низкочастотное изменение внутреннего давления, собственный вес трубопровода и перекачиваемого газа, вес присоединенных массивных элементов (арматура, фланцы и т.д.), температурные воздействия, вибрации, сейсмические, ветровые и гидродинамические циклические нагрузки.

Для расчетов на усталость требуется информация о параметрах нагрузок в соответствии с требованиями, приведенными в таблице Д.1.

Таблица Д.1 - Характеристики напряжений в цикле нагружения

Для случайного или повторно-переменного нагружения необходимо выделить в блоке нагружения циклы равных (внутри диапазона) амплитуд. Способы схематизации таких видов нагружения представлены в ГОСТ 25.101.

Д.2 Характеристики усталостной долговечности

Основным источником информации о характеристиках усталостной прочности (долговечности) являются диаграммы усталостной прочности (кривые Велера) и диаграммы предельных амплитуд.

Полная диаграмма усталостной прочности связывает долговечность, выраженную через число циклов N до разрушения, и амплитуду циклических напряжений σ_a [20, 24]. Диаграмма охватывает по напряжениям диапазон от предела прочности s_в до предела усталости s_R. На диаграмме усталости выделяют участки, отличающиеся друг от друга механизмом деформирования и финального разрушения.

Область малоцикловой усталости расположена по напряжениям в интервале между пределом прочности и динамическим пределом текучести . Если скорость изменения нагрузок невелика, то динамический предел текучести равен пределу текучести s_T при статическом нагружении.

Напряжения σ < σ_T соответствуют области обычной многоцикловой усталости. Основанием для проведения расчетов на малоцикловую усталость служит превышение амплитудой напряжения в стенке трубы на фронте дефекта-концентратора условного предела текучести.

Инженерные требования к проведению расчетов на выносливость определяются в СНиП на металлоконструкции и ПНАЭ Г-7-002-86 [25] исходя из выполнения ряда условий. Так, если число смен напряжений (циклов N) с амплитудой, превышающей 15 % от расчетного уровня (любая компонента номинальных напряжений в стенке трубопровода), удовлетворяет условию N < 1000, то считается, что трубопровод работает в условиях повторно-статического нагружения и достаточен расчет на статическую прочность. При N > 1000 необходимо проводить расчеты на выносливость с учетом усталостных механических характеристик материала, полученных по результатам соответствующих испытаний на усталостную долговечность на стандартных образцах и пересчитанных на реальные условия конструктивного элемента трубопровода с дефектами заданного типа.

Стандартные характеристики усталостной долговечности получают при испытаниях стандартных образцов из трубопроводных сталей в соответствии с ГОСТ 25.504 на растяжение-сжатие и (или) изгиб. В таблице Д.2 приведены основные характеристики сопротивления усталости, используемые в расчетах на выносливость.

Таблица Д.2 - Характеристики материалов, используемые в расчетах на выносливость

В таблице Д.3 приведены некоторые коэффициенты из большой группы аналогичных по смыслу параметров, характеризующих чувствительность предела выносливости по отношению к различным технологическим, эксплуатационным и иным факторам.

Основные характеристики сопротивления усталости определяют по кривой усталости. Значение предела выносливости обычно определяют на базе испытаний 107 циклов. Значения характеристик сопротивления усталости могут быть получены по результатам испытаний при мягком и жестком нагружении. В первом случае результаты представляют в виде зависимости числа циклов до разрушения от уровня напряжений в цикле. Во втором случае - в виде зависимости числа циклов от характерной деформации цикла.

Таблица Д.3 - Коэффициенты, характеризующие чувствительность предела выносливости к различным технологическим и эксплуатационным факторам

Механизм процесса накопления повреждений и разрушения, прогноз долговечности строятся на основе приближенных моделей, в которых в уравнения накопления повреждений в качестве параметров входят характеристики материала, определяемые при специальных режимах нагружения [21-23].

При отсутствии прямых данных о пределах выносливости материала при асимметричных циклах напряжений (диаграмм предельных напряжений или предельных амплитуд) рекомендуется применять формулу Хейвуда

,                                                                               (Д.1)

Влияние температуры в диапазоне изменения минус 40...0 °С составляет 20 % (). При более высоких температурах следует применять поправку, вычисляемую по формулам

, Т₀ = 293° K, ξ₀ =0,7 - 0,003s_BT₀.                                                   (Д.2)

При применении данных, полученных при испытаниях на полированных образцах, следует ввести поправку на предел выносливости .

Влияние концентрации напряжений, масштабного фактора и типа нагружения должно быть учтено в соответствии с рекомендациями, приведенными в ГОСТ 25.504.

Определение характеристик усталости материала проводят по результатам стандартных испытаний образцов по методикам, регламентированным ГОСТ 25.101, ГОСТ 25.502, ГОСТ 25.504.

Для учета влияния коррозионной среды на характеристики сопротивления усталости применяют диаграммы усталости, аналогичные приведенным выше, полученные при испытаниях в коррозионно-агрессивных естественных или искусственных условиях. При этом следует иметь в виду, что кривые коррозионной усталости, как правило, не имеют предела выносливости, либо в качестве базовой характеристики предела выносливости в коррозионной среде принимается предельная амплитуда циклов напряжений на базе испытаний 5 ∙ 10⁷ циклов.

Д.3 Расчет долговечности по критерию многоцикловой усталости (расчет на выносливость)

В таблице Д.4 представлены эмпирические соотношения, формализующие кривые усталости [23]. Их применение требует оценивания эмпирических коэффициентов (второй столбец таблицы). Основными характеристиками критериев разрушения при многоцикловой усталости (выносливости) служат число циклов до разрушения и предел выносливости.

Таблица Д.4 - Варианты кривых усталости

Для инженерных расчетов допустима двухточечная аппроксимация кривой усталости, описываемая следующим уравнением:

,                                                                                                         (Д.3)

где N_-1 - число циклов нагружения, соответствующее точке перегиба усталостной кривой;

s_L - характерное напряжение, соответствующее разрушению металла при статической нагрузке;

s_-1 - предел выносливости металла труб;

N - предельное число циклов, соответствующее максимальному напряжению s, где s < s_L.

Для надземных газопроводов s_L = s_0,2.

Влияние на сопротивление усталостному разрушению технологических, конструкционных и физико-химических факторов учитывается введением эмпирических коэффициентов:

.                                                                   (Д.4)

В формуле (Д.4) k₁.., - коэффициенты, учитывающие, соответственно, степень обработки поверхности, концентрацию напряжений в опасном сечении; влияние масштабного фактора и влияние асимметрии цикла нагружения.

При известной величине переменных напряжений (взятых из натурного эксперимента или полученных расчетным путем) число циклов до разрушения участка трубопровода можно определить по формуле:

.                                                                                (Д.5)

При отсутствии прямых данных, полученных по результатам лабораторных испытаний конкретного материала, в качестве ориентировочного может быть принято значение, полученное на основе приближенной зависимости s_-1= 0,4s_B. Для металла газопроводных труб рекомендуется принимать N₁ = 10⁷.

При многокомпонентном циклическом нагружении, которое характерно для случайного и повторно-переменного режимов, расчет выносливости производят по критерию линейного суммирования повреждений:

,                                                                                                                       (Д.6)

где N_i - число циклов нагружения i-й амплитуды и заданного коэффициента асимметрии,

[N_i] - предельное число циклов для нагружения i-й амплитуды напряжений,

I - число компонент нагружения,

Ф - назначенная предельная мера повреждений (полагается Ф_* £ 1).

Если в качестве базового для расчета наработок N_i выбран один год эксплуатации, то остаточный ресурс конструктивного элемента с учетом коэффициента запаса по выносливости 10 будет равен:

.                                                                                                                      (Д.7)

Д.4 Расчет долговечности по критерию усталости (метод условных упругих напряжений)

Д.4.1 Формализация расчетных циклических напряжений

Расчет по обобщенным критериям усталостного разрушения выполняется с учетом асимметрии цикла по амплитудам условных упругих напряжений цикла, равным произведению местной упругой или упруго-пластической деформации (определяемой расчетом или экспериментально) на модуль упругости. При деформациях, не превышающих деформаций предела текучести, значения условных и действительных напряжений совпадают.

Для расчетного определения условных упругих напряжений используются диаграммы статического и циклического упруго-пластического деформирования. При отсутствии диаграмм циклического деформирования вводится условная диаграмма циклического деформирования, получаемая удвоением величин деформаций и напряжений кривой статического растяжения.

Для данного эксплуатационного режима расчетная последовательность изменения во времени действующих нагрузок и воздействий формализуется в виде квазистатической кусочно-линейных или циклических зависимостей всех номинальных напряжений s_y, s_z, t_yz.

Шаг дискретизации по времени при записи результатов должен позволять корректно отслеживать экстремальные (пиковые) значения этих напряжений. По компонентам номинальных напряжений s_y, s_z, t_yz в опасных точках окрестности дефекта пересчитываются развертки в календарном времени эксплуатации или по циклам наработки (циклограммы) главных номинальных напряжений s_i, s_j, s_k (s_i > s_j > s_k) (см. рисунок Д.1).

Рисунок Д.1 - Циклограмма нагружения

По циклограммам главных напряжений определяются моменты наработки N₁, N₂, ...N_l, ...N_m, соответствующие достижению экстремума любым из трех главных напряжений s_i, s_j, s_k. Для начального N₀ и конечного N_m+1 моментов наработки принимаем s_i = s_j = s_k = 0. Для всех моментов наработки определяются значения приведенных номинальных напряжений по формулам

(s)_ij,l = s_i,l – s_j,l, (s)_jk,l = s_j,l – s_k,l, (s)_ik,l = s_i,l – s_k,l, l = 0,..., m + 1.                         (Д.8)

Общий процесс изменения во времени приведенных номинальных напряжений (σ)_ij, (σ)_jk,, (σ)_ik представляет собой ряд последовательных полуциклов. В пределах каждого полуцикла приведенное напряжение изменяется монотонно. Моменты наработки, определяющие концы полуциклов, обозначаются 0, 1, 2,..., l,..., т (номера полуциклов). Каждый полуцикл характеризуется своими минимальными и максимальными за время полуцикла алгебраическими значениями (пиками нагрузки):

; ; ; ; ; ,                                                                                                 (Д.9)

и размахами (или удвоенными амплитудами) приведенных номинальных напряжений:

; ;                        (Д.10)

где l = 0,…, m

Размах номинальных приведенных напряжений при проверке на статическую прочность (s)_s определяется следующим образом:

.                                                                      (Д.11)

Для расчета ресурса по критерию усталостного разрушения требуется коэффициент асимметрии приведенных условно упругих напряжений r*. Его определение следует выполнить по записанным разверткам напряжений ()_l и ()_l в следующей последовательности.

Если () < σ_0,2 и () < σ_0,2, то коэффициент асимметрии вычисляется по формуле

.                                                                                        (Д.12)

Если вычисленный коэффициент r^* < -1, то в расчете следует принять r^* = -1.

Если () > σ_0,2 и () < σ_0,2, то r* определяется по формуле (Д. 12) с заменой () на максимальное в цикле фактическое приведенное напряжение, полученное в упруго-пластическом расчете. Допускается использовать формулу

.                                                                                                  (Д.13)

При () > σ_0,2 коэффициент асимметрии следует принять равным -1 (r^* = -1).

Д.4.2 Учет концентрации напряжений в зоне дефекта или сварного шва

Если локальные упруго-пластические деформации в опасных точках окрестности дефекта или в опасном сечении трубопровода определены экспериментально в ходе натурных испытаний при рассматриваемых режимах нагружения, то концентрация деформаций и напряжений в расчетах не учитывается и расчет ресурса ведется по указанным выше местным деформациям. При этом осуществляется пересчет на приведенные условные упругие напряжения. Аналогично может быть выполнен расчет и по результатам полномасштабного конечно-элементного моделирования локальных упруго-пластических деформаций.

При отсутствии экспериментальных или расчетных данных в расчет вводятся коэффициенты концентрации приведенных условно-упругих напряжений . Коэффициент  тождественно равен коэффициенту концентрации приведенных деформаций , являющегося функцией приведенного теоретического коэффициента концентрации напряжений (a_s)_пр. Если получаемые местные напряжения и деформации находятся в пределах упругости, то  = (a_s)_пр [26, 27].

Приведенный теоретический коэффициент концентрации напряжений (a_s)_пр определяется для опасной точки с использованием теоретических коэффициентов концентрации напряжений a_y, a_z, a_yz. Для каждого пика напряжений l = 0, 1, 2, ..., т определяются локальные упругие напряжения , , , с последующим пересчетом их на локальные главные напряжения , ,  (>>) и приведенные локальные упругие напряжения , , . Коэффициент далее определяется по формуле

,                                                                                                (Д.14)

где  - амплитуда l-го цикла приведенного локального упругого напряжения  - амплитуда номинального приведенного напряжения (s_a)_ij. Дальнейший расчет выполняется путем поцикловой обработки разверток  и s_ij в зависимости от уровня локальной нагруженности рассчитываемой опасной точки.

При образовании в зонах концентрации упруго-пластических деформаций следует выполнить пересчет напряжений и деформаций с учетом пластических свойств материала. При этом в нулевом полуцикле следует использовать статическую диаграмму деформирования, а в последующих циклах - циклическую диаграмму.

При образовании в зонах концентрации упруго-пластических деформаций коэффициент концентрации приведенных условных упругих напряжений  пересчитывается по формуле

,                                                                                                       (Д.15)

где K_s - коэффициент концентрации приведенных напряжений в упруго-пластической области, определяемый (при произвольном виде диаграммы деформирования) из нелинейного уравнения

,                                                                (Д.16)

где s = f(e) -  функция, аппроксимирующая диаграмму статического (или циклического) деформирования;

s_н - номинальные напряжения.

В случае использования упруго-пластической модели материала без упрочнения при расчете амплитуды цикла  местных условно упругих напряжений следует принять, соответственно:

K_s = s_т/(s_a),                                                                                                                 (Д.17)

где s_т - предел текучести стали;

s_a - амплитуда приведенного номинального напряжения.

При использовании степенного закона упрочнения, коэффициент концентрации  определяется формулой

,                                                                                    (Д.18)

где  - приведенное номинальное напряжение, равное s = (s_a)/ s_т для нулевого полуцикла и для последующих полуциклов.

Определение амплитудных значений местных условных упругих напряжений для зон концентрации напряжений выполняется по формулам

; ; , l = 0, …, m,                     (Д.19)

где  - определяется в каждом цикле в соответствии с вышеприведенным алгоритмом.

Д.4.3 Учет пластических свойств материала

Для определения максимальных значений местных условных упругих напряжений () используется диаграмма статического (для исходного нулевого полуцикла) или циклического (для последующих полуциклов) деформирования. Амплитудные значения местных условных упругих напряжений () определяются по диаграмме циклического деформирования с учетом принятой последовательности режимов работы при эксплуатации (рисунок Д.2).

Диаграмму статического деформирования в координатах s - е получают по данным испытаний лабораторных образцов на растяжение (рисунок Д.3) или расчетом по формулам

s = е∙Е при е £ s_т/Е;  при е > s_т/E,                                                    (Д.20)

где е - деформация при статическом нагружении;

s_т - предел текучести (пропорциональности) с допуском на пластическую деформацию 0,02 %;

e_т - деформация предела текучести (e_т = s_т/Е);

m₀ - показатель упрочнения.

При отсутствии экспериментальной диаграммы статического деформирования расчет параметров m и s_т можно осуществить по минимально допустимым нормативным характеристикам трубной стали (Е, s_0,2, s_B, y_г).

Параметр упрочнения т₀ следует определять по формуле

,                                                               (Д.21)

где S_k - истинное сопротивление разрушению;

y_f - сужение образца в шейке.

Величина S_k определяется как разрушающее напряжение в шейке по данным испытаний или по формуле

S_k = s_B(l + 1,4 y_f /100).                                                                                              (Д.22)

Рисунок Д.2 - Оценка амплитудных значений местных условных упругих напряжений () по диаграмме циклического деформирования

Рисунок Д.3 - Диаграмма статического деформирования в координатах s - е

Предел текучести (пропорциональности) s_т определяется по экспериментальным данным или расчетом по формуле

.                                                                                (Д.23)

Диаграммы циклического деформирования (в координатах S - e в точке начала разгрузки) получают по данным экспериментов или при расчетом по формулам

S = e∙Е при e £ S_т/Е;  при e > S_т/E,                                                    (Д.24)

где S_т - циклический предел текучести (пропорциональности) с допуском на пластическую деформацию 0,04 %;

e_т - деформация циклического предела текучести;

m_k - показатель упрочнения при циклическом нагружении.

Величина S_т определяется экспериментально или берется равной S_т = 2s_т. В этом случае e_т=2е_т. Показатель упрочнения m_k определяется через m₀ по формуле

                                                                                                     (Д.25)

где А - параметр диаграмм циклического деформирования, принимаемый равным

.                                                                                    (Д.26)

При s_0,2/s_в £ 0,8 допускается для построения расчетной циклической диаграммы деформирования использовать принцип Мазинга (диаграмма циклического деформирования получается путем удвоения величин деформаций и напряжений кривой статического деформирования (см. рисунок Д.4). В этом случае S_т = 2s_т, m_k = m₀.

Рисунок Д.4 - Построения расчетной циклической диаграммы деформирования на основе применения принципа Мазинга

Д.4.4 Определение допускаемого числа циклов по заданным амплитудам напряжений

Оценку допускаемого числа циклов нагружения по заданным амплитудам приведенных условных упругих напряжений допустимо выполнять двумя способами:

- по расчетным кривым усталости, характеризующим в пределах их применения зависимость между допускаемыми амплитудами условных напряжений и допускаемыми числами циклов;

- формулам, связывающим допускаемые амплитуды условных напряжений и допускаемые числа циклов (так называемый критерий усталостного разрушения).

Формульный способ определения допускаемых чисел циклов используется для уточненного расчета или когда расчетные кривые не могут быть использованы по какой-либо причине. В этом случае допустимое число циклов [N] с заданной амплитудой условных упругих напряжений  рассчитывается по следующему критерию усталостного разрушения:

;,         (Д.27)

где Е - модуль упругости,

y - относительное сужение,

σ_-1 - предел выносливости на базе 10⁶,

s_в - предел прочности,

r^* - коэффициент асимметрии условных упругих напряжений,

m_р - характеристика материала,

n_s - коэффициент запаса по напряжениям,

n_N - коэффициент запаса по долговечности. В качестве расчетного значения используется минимальное значение [N] из двух решений вышеприведенной системы уравнений.

Для уточненной оценки допустимого числа циклов [N] следует использовать уточненный критерий усталостного разрушения в виде

;             (Д.28)

Здесь m_е - показатель степени при упругой компоненте разрушающих деформаций, являющийся характеристикой материала. Как и в предыдущем случае, в качестве расчетного используется минимальное значение [N] из двух решений системы (Д.28).

При отсутствии экспериментальных данных по усталостным параметрам критериев (Д.27) и (Д.28) их можно пересчитать по статическим характеристикам трубных сталей по формулам

 s_-1 = k_-1s_в                                          (Д.29)

где

m_e = 0,132 lg(s_в/s_-1)

При y_f < 30 % скорректированное значение относительного сужения следует принять равным y_f. Если y_f > 30 %, скорректированное значение относительного сужения следует пересчитать по формуле

y = 15 + 0,5 y_f.                                                                                                          (Д.30)

Параметр n_s аналогичен коэффициенту запаса по нагрузке (выбирается по СНиП), n_N = 10 (по аналогии с трубопроводами энергетического машиностроения).

Если процесс нагружения состоит из последовательности к блоков циклов с заданными амплитудами ; продолжительностью N_i циклов, то расчет следует проводить по накопленному усталостному повреждению Ф, определяемому по формуле (Д.6). Ресурс конструкции считается исчерпанным, если мера усталостного повреждения становится равной Ф_*. Если нет специальных ограничений, то в общем случае полагается Ф_*.

Ресурс рассчитываемого трубопроводного элемента (в годах) равен:

N_рес = 1/Ф = 1/(k_бл j),                                                                                                 (Д.31)

где k_бл - число повторений за один год рассматриваемой последовательности нагружения,

j - накопленная мера повреждений за 1 год.

Д.5 Рекомендации по назначению коэффициентов запаса

Коэффициенты запаса по местным условным упругим напряжениям для заданного режима нагружения определяются по формуле

,

где s_a - разрушающие амплитуды условных местных напряжений, устанавливаемые для эксплуатационного числа циклов N = N^S £ 10⁵;

 - амплитуда местных условных упругих напряжений в наиболее нагруженной точке в процессе нагружения.

Коэффициенты запаса прочности по долговечности определяются по формуле

n_N = N/N^S,

где N - разрушающее число циклов, устанавливаемое для эксплуатационных уровней напряжений s_а =  при N £ 10⁵;

N^S - фактическое число циклов нагружения.

Численные значения коэффициентов n_s и n_N устанавливаются с учетом типа, условий эксплуатации и ответственности конструкций и машин, опыта проектирования и изготовления, точности расчетов и задания исходной информации, рассеяния характеристик нагруженности и механических свойств.

Для сосудов давления, трубопроводов, корпусов, листовых конструкций, применяемых в энергетическом машиностроении, запасы n_s принимают равными 2, n_N - равными 10.

Аналогичные значения коэффициентов запаса можно принять для элементов магистральных трубопроводов, сосудов давления и листовых строительных конструкций.

Для элементов конструкций и деталей машин с высокой исходной концентрацией напряжений (щелевые сварные соединения, резьбовые соединения и др.) или испытывающих действие только высоких температурных напряжений от резких перепадов температур по толщине стенки указанные выше запасы могут быть снижены соответственно до n_s = 1,5 и n_N=3.

В тех случаях, когда по расчету в соответствии с настоящей методикой не удается обеспечить требуемые значения коэффициентов запаса n_s и n_N, их снижение допускается на основе модельных или натурных испытаний в условиях, приближенных к штатным (по конструкции, технологии изготовления и режимам нагружения).

Если испытанию при эксплуатационных нагрузках подвергаются натурные конструкции или полномасштабные модели, то запасы прочности n_s и n_N по моменту образования трещин должны быть не ниже 1,25 и 2,1 соответственно.

Приложение Е
(рекомендуемое)

Методика построения диаграммы деформирования и кривой малоцикловой усталости на примере стали марки 09Г2С

Е.1 Пример расчета статической и циклической диаграмм деформирования

При отсутствии экспериментальных данных по статическим и циклическим свойствам сталей соответствующие диаграммы деформирования могут быть приближенно определены по типовым прочностным характеристикам трубных сталей. Ниже приведен пример такого расчета для стали 09Г2С [25].

Исходные данные для расчета:

Е = 2·10⁵, s_0,2 = 345 МПа; s_0,2 = 505 МПа; y_f = 69,6.

Статическая диаграмма деформирования рассчитывается по формулам (Д.20)-(Д.23) в следующей последовательности:

S_k = s_в(l + 1,4 y_f/100) = 997 МПа;

;

.

;

e_т = s_т/Е = 0,00152.

Циклическая диаграмма деформирования рассчитывается по формулам (Д.24)-(Д.26) в следующей последовательности:

S_т = 2s_т = 610 МПа;

e_т = 2e_т = 0,00304;

;

.

При использовании принципа Мазинга

т_k = т₀ = 0,138.

Результирующие статические и циклические диаграммы деформирования приведены на рисунках Е.1(а) и Е.1(б).

Рисунок Е. 1 - Статическая (а) и циклическая (б) диаграммы деформирования для стали 09Г2С

Е.2 Пример расчета кривой малоцикловой усталости

При отсутствии экспериментальных данных по усталостным свойствам сталей кривая малоцикловой усталости может быть пересчитана по типовым прочностным статическим характеристикам трубных сталей. Приведем пример такого пересчета для стали 09Г2С.

Исходные данные для расчета:

Е = 2∙10⁵ МПа, s_0,2 = 345 МПа, s_в = 505, y_f = 69,5.

Для данного примера зададим коэффициент асимметрии нагружения r = 0.

Расчет кривой малоциклового разрушения выполняется по алгоритмам, приведенным в приложении Д, в следующей последовательности:

1. Пересчитываем показатель степени т_р при пластической компоненте размаха деформаций по формуле

2. При отсутствии экспериментальных данных о величине предела выносливости σ_-1 следует пересчитать его по формуле

s_-1 = k_-1s_в,

где

3. При y_f < 30 % скорректированное значение относительного сужения следует принять равным y_f. Если y_f > 30 % скорректированное значение относительного сужения следует пересчитать по формуле

y = 15 + 0,5y_f.

Такая коррекция относительного сужения повышает консерватизм модели (дает нижнюю оценку по долговечности) и должна быть выполнена в случае невозможности экспериментальной проверки прогнозирующей способности модели.

Для стали 09Г2С получаем:

т_р = 0,5; k_-1 = 0,4; s_-1 = 202 МПа; y = 69,5 или 49,8 (в зависимости от наличия коррекции сужения сечения).

Показатель степени при упругой компоненте разрушающих деформаций определяем по формуле

т_е = 0,132 lg (s_в/s_-1) = 0,0525.

Результаты построения кривой усталости для варианта расчета без коррекции сужения сечения приведены на рисунке Е.2, а с коррекцией сечения - на рисунке Е.3. Маркерами обозначены экспериментальные данные по усталостному разрушению стандартных образцов, изготовленных из стали 09Г2С. Нижние кривые на рисунке построены по формуле (Д.28), верхние - по формуле (Д.27).

Приложение Ж
(рекомендуемое)

Методики оценки прочности и трещиностойкости газопроводов

Ж.1 ANSI/ASME B31G и его модификации

Наибольшее распространение к настоящему времени в отечественной и зарубежной практике получил полуэмпирический подход, получивший название «Код B31G». Метод основан на полуэмпирических уравнениях, при выводе которых использованы модель Даг-дейла для пластической зоны, соотношения Фолиаса, учитывающие особенности распределения напряжений у вершины осевой сквозной трещины в цилиндрической оболочке, и эмпирически установленные соотношения, связывающие величину разрушающих напряжений с глубиной повреждения. Для расчета критических напряжений S_f было предложено уравнение

.                                                                                              (Ж.1)

В таблице Ж.1 приведены три модификации базового расчетного подхода.

Таблица Ж.1 - Характеристики трех модификаций расчетных методов

Ж.2 Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени опасности

Применяемый расчетный критерий основан на модификации представленного выше подхода ANSI/ASME B31G.

Суть предложенных изменений состоит:

- в модификации формулы для вычисления значения мультиплицирующего коэффициента Фолиаса;

- определении значения разрушающих напряжений  для выбранного типоразмера труб на основе обработки данных о фактически произошедших разрушениях;

- сведении исходного дефекта к расчетному путем выделения некоторой эффективной его части с минимальной прочностью.

На основе такого подхода была разработана «Временная инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности» (1995 г.) и после доработки - «Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности» (1997 г.).

Ж.3 Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжированию по степени опасности и определению остаточного ресурса (ВРД 39-1.10-004-99)

В методике постулировано утверждение о том, что разрушение в газопроводе с трещиной произойдет при нарушении критериальных условий в некотором характерном объеме материала с характерным размером ρ, являющимся константой материала, отражающей чувствительность металла к концентрации напряжений.

Значения условных упругих расчетных напряжений в окрестности фронта трещины оцениваются на основе известного решения о распределении напряжений в теле с трещиной нормального отрыва. По результатам сравнения полученных значений компонент условных упругих напряжений, вычисленных на расстоянии ρ от фронта, с номинальными значениями напряжений вычисляют упругие коэффициенты концентрации напряжений a_е, а по ним на основе соотношений Нейбера оцениваются коэффициенты концентрации напряжений и деформаций в упруго-пластической области. После чего соответствующую комбинацию значений компонент деформаций подставляют в критериальные соотношения.

В методике введены две категории предельных состояний: разрушение и исчерпание несущей способности. Согласно методике разрушение происходит в момент достижения предельной деформационной способности элемента металла, наступающий при выполнении следующего условия:

.                                                                                                         (Ж.4)

В формуле (Ж.4) e₀, e_0f - текущее и предельное (разрушающее) значения объемной деформации, e_i, e_if - текущее и предельное (разрушающее) значения интенсивности деформаций.

Критерий исчерпания несущей способности элемента металла представлен в следующем виде:

.                                                                                                   (Ж.5)

В формуле (Ж.5) первое слагаемое отражает влияние объемности деформированного состояния на уровень предельной равномерной деформации e_iu, j_e - угол подобия девиатора деформаций, коэффициент e_0u = -0,5. В качестве расчетного из двух предельных состояний (Ж.4) и (Ж.5) принимают то, которое наступает раньше при меньших значениях нагрузок.

Применение предложенных методов расчета трубопроводов с трещиноподобными дефектами предполагает использование в качестве констант материала помимо показателей, определяющих диаграмму деформирования (предела текучести s_т, коэффициента деформационного упрочнения m), еще пяти параметров e_0f, e_if, e_0u, e_iu и r, значения которых должны быть определены экспериментально или назначены исходя из дополнительных соображений.

Ж.4 Оценка прочности по критериям нелинейной механики разрушения

В практике расчетов прочности и трещиностойкости широкое распространение получили методики, основанные на применении критериев интерполяционного типа. В основу критериев положен принцип граничной интерполяции, состоящий в том, что решение для промежуточных состояний представляется в форме интерполяционных соотношений между имеющимися граничными решениями, соответствующими двум альтернативным механизмам разрушения - хрупкому и вязкому.

Наиболее известной методикой из этой группы является так называемая диаграмма «целостность-разрушение», или диаграмма R6. Современная форма этой диаграммы предложена Харрисоном, Лузмором и Милном.

В «Рекомендациях по оценке опасности стресс-коррозионных дефектов, выявленных по результатам внутритрубной диагностики участков трубопроводов» (ВНИИГАЗ, 2005 г.) и в [16] использован критерий трещиностойкости интерполяционного типа:

.                                                                                                      (Ж.6)

В формуле (Ж.6) K₁, - максимальное значение коэффициента интенсивности напряжений на фронте трещины; K_JC - критическое значение коэффициента интенсивности напряжений, вычисляемое по формуле

,                                                                                                            (Ж.7)

J_IС - критическое значение J-интеграла, e_n - значения номинальных деформаций в трубе, e_f= e(s_f) - предельное значение номинальной растягивающей деформаций в трубе, s_f - критические (разрушающие) напряжения, вычисляемые по формуле

,                                                                                                (Ж.8)

g - коэффициент использования материала трубы, s - параметр интерполяции (s = 2), a_s - форм-фактор (для поверхностных полуэллиптических трещин a_s = p/4).

Приложение И
(рекомендуемое)

Оценка прочности участка магистрального газопровода с трещиноподобными дефектами

И.1 Общие сведения

И.1.1 Характер исходной информации о дефектах

Расчетный анализ несущей способности основан на результатах внутритрубной диагностики газопровода с параметрами: 1420´16,5; Х70 API 5L; Р_p = 5,85 МПа. На отдельных участках газопровода были выявлены трещиноподобные дефекты. Для проведения анализа были использованы данные о дефектах № 6 и № 11 (по классификации диагностических служб). На рисунках И.1 и И.2 показаны вид сверху на участок трубы с дефектом и профиль дефекта № 6.

Рисунок И.1 - Исходный трещиноподобный дефект

Продольная координата X, мм

Рисунок И.2 - Профиль дефекта

Профили дефектов были определены на основе измерений, выполненных вдоль продольной оси трубы с шагом Dа = 25-30 мм. В обоих случаях исходное повреждение представляло собой не единый дефект, а группу трещиноподобных дефектов, ориентированных преимущественно вдоль продольной образующей трубы и расположенных в пределах цилиндрического сегмента шириной L = 100 мм (примерно по 50 мм влево и вправо от продольной оси симметрии сегмента). Поэтому в качестве исходных были приняты профили, получены проецированием максимальных глубин трещиноподобных дефектов, зафиксированных при измерениях, на плоскость, проходящую вдоль продольной оси сегмента перпендикулярно поверхности трубы.

И.1.2 Особенности схематизации дефектов

На этапе схематизации дефектов использованы два способа построения расчетных аналогов исходного дефекта, различающихся между собой типом используемой исходной информации о дефекте. Первый способ, далее обозначаемый как А1, предусматривает использование данных о площади F и длине исходного дефекта h₁. Второй, обозначаемый далее А2 - данных о длине h₁ и максимальной глубине дефекта h₂. По результатам схематизации были получены размеры расчетных дефектов аналогов, в качестве которых были приняты поверхностные полуэллиптические трещины длиной 2а и глубиной b. Принципы схематизации исходного дефекта расчетным аналогом проиллюстрированы на рисунке И.3.

Рисунок И.3 – Схематизация трещиноподобного дефекта расчетным аналогом в зависимости от степени полноты исходной информации

И.1.3 Особенности подготовки данных для прочностного расчета

Прочностной расчет степени опасности дефектов выполнен на основе данных о физико-механических свойствах (ФМС) стали класса прочности Х70 API 5L, полученных из различных отечественных и зарубежных источников. Были выполнены две группы расчетов. Первая группа (далее обозначена Р1) выполнена на основе данных, приведенных в технических условиях (ТУ) на поставку труб, соответствующих минимальным, гарантируемым заводом-поставщиком значениям.

Вторая группа расчетных данных о физико-механических свойствах трубных сталей сформирована на основе показателей, определенных при испытаниях конкретной партии труб. Наличие такого рода индивидуализированной информации, обозначаемой в дальнейшем Р2, делает возможным проведение уточненного расчета несущей способности труб с трещиноподобными дефектами с использованием данных о реально располагаемых характеристиках прочности и трещиностойкости.

И.1.4 Система кодировки вариантов расчета

Для идентификации выполненных вариантов расчета были использованы шести- и семизначные комбинации вида №ХАХРХ.

№Х - номер дефекта по классификации, № 6 или № 11;

АХ - идентификатор способа построения расчетного дефекта-аналога А1 или А2;

РХ - тип данных о свойствах стали, Р1 или Р2.

В таблице И.1 приведены номера выполненных расчетов с расшифровкой кодировки.

Таблица И.1 - Кодировка выполненных расчетов

И.2 Подготовка исходных данных

И.2.1 Геометрические характеристики исходных дефектов

Дефект № 6:

Длина h₁= 775 мм

Максимальная глубина h₂ = 12,87 мм

Площадь дефекта F = 5000 мм²

Дефект № 11:

Длина h₁ = 1710 мм

Максимальная глубина h₂= 13,5 мм

Площадь дефекта F = 11200 мм²

И.2.2 Схематизация дефектов

Вариант № 6А1

Задана площадь исходного трещиноподобного дефекта F и его протяженность вдоль продольной образующей h₁ Размеры эквивалентного расчетного дефекта определим на основе следующих соотношений:

a = h₁/2,                                                                                                                       (И.1)

b = 2(4 + π)F/(π² h₁),                                                                                                   (И.2)

Подставив в формулы (И.1) и (И.2) численные значения, получим:

 мм,

 мм.

Вариант № 6А2

Задана длина исходного дефекта в продольном направлении h₁ и максимальная глубина h₂. Размеры эквивалентного расчетного дефекта определим на основе следующих соотношений:

а = h₁/2,                                                                                                                       (И.3)

b = h₂.                                                                                                                          (И.4)

В соответствии с ними имеем: а = 387 мм, b = 12,87 мм.

Вариант № 11А1

Задана площадь исходного трещиноподобного дефекта F и его протяженность вдоль продольной образующей h₁ Размеры эквивалентного расчетного дефекта определим на основе формул (И.1) и (И.2):

 мм,

b = 2(4 + π)F/(π² h₁) = 2(4 +3,14) ∙ 11200/(3,14² ∙1710) = 9,47 мм.

Вариант № 11А2

Задана длина исходного дефекта в продольном направлении h₁ и максимальная глубина h₂. Размеры расчетного дефекта определим по формулам (И.3) и (И.4):

 мм,

b = h₂ = 13,5 мм.

И.2.3 Физико-механические характеристики труб

Трубы изготовлены из стали класса прочности Х70 по стандарту API 5L. В таблице И.2 приведены данные о прочностных и деформативных характеристиках, а в таблице И.3 - характеристики трещиностойкости сталей данного класса.

Таблица И.2 - Характеристики прочности и деформативности стали Х70

Таблица И.3 - Характеристики трещиностойкости стали Х70

И.2.4 Характеристики участка газопровода

Диаметр d = 1,42 м

Толщина стенки t = 0,0165 м

Рабочее давление Р_раб= 5,85 МПа

Номинальные рабочие кольцевые напряжения

И.2.5 Сводка исходных данных для расчета

Геометрические характеристики эквивалентных расчетных дефектов, полученные по результатам схематизации, приведены в таблице И.4, а данные о физико-механических характеристиках основного металла приведены в таблице И.5.

Таблица И.4 - Геометрические характеристики расчетных дефектов

Таблица И.5 - Расчетные физико-механические характеристики стали Х70

И.3 Результаты расчета

На рисунках И.4 и И.5 показаны критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420×16,5 Х70 API 5L с рабочим давлением Р_p = 5,85 МПа, полученные, соответственно, на основе расчета несущей способности труб с использованием минимальных гарантированных и индивидуализированных показателей прочности и трещиностойкости (варианты Р1 и Р2) при коэффициенте запаса по разрушающим напряжениям n_s = 1,0. Граница области критических размеров трещин показана на рисунках сплошной линией. Трещины, образы которых расположены ниже граничной кривой, не являются критическими, т.е. не приведут к разрушению трубопроводной конструкции при данном уровне напряжений, действующих в трубе. Дефекты, расположенные на граничной кривой и выше нее, согласно расчету являются критическими.

Пунктиром на рисунках показаны вспомогательные линии. Верхняя линия проведена на уровне, равном толщине стенки трубы. Средняя линия обозначает глубину несквозного дефекта, при достижении которой несквозной дефект должен быть переаттестован в сквозной дефект. Эксплуатация газопровода с дефектом такой глубины не допускается. Ордината нижней пунктирной линии равна глубине критической краевой трещины.

Маркерами на рисунке показаны образы эквивалентных расчетных дефектов № 6 и № 11. Как было отмечено выше, для каждого из двух рассмотренных дефектов было построено по два дефекта-аналога. Треугольными маркерами показаны дефекты-аналоги, полученные на основе А1-аппроксимации, ромбическими - на основе А2-аппроксимации.

На рисунке И.6 маркером 3 отмечена линия границы области критических размеров дефектов, рассчитанная с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n_s = 1,5 на основе минимальных значений характеристик прочности и трещиностойкости (вариант Р2). Дефекты, образы которых располагаются непосредственно на граничной кривой, разрушатся при напряжениях, превышающих действующие рабочие напряжения в n_s = 1,5. На рисунке И.6 приведены линии границы области критических размеров дефектов, показанные ранее на рисунках И.4 и И.5 (маркеры 2 и 1).

Полудлина трещины а, м

Рисунок И.4 - Критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420´16,5 Х70 API 5L с рабочим давлением Р_p = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб с использованием минимальных гарантированных показателей прочности и трещиностойкости (вариант Р1); расчет выполнен с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n_σ = 1,0

Полудлина трещины а, м

Рисунок И.5 - Критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420×16,5 Х70 API 5L с рабочим давлением Р_p = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб с использованием индивидуальных показателей прочности и трещиностойкости (вариант Р2); расчет выполнен с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n_σ = 1,0

Полудлина трещины а, м

Рисунок И.6 - Критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420×16,5 Х70 API 5L с рабочим давлением Р_p = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб с использованием минимальных гарантированных показателей прочности и трещиностойкости (вариант Р2); расчет выполнен с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n_σ = 1,5 (показана зеленым цветом)

Важным этапом расчета является выбор способа построения дефекта-аналога. Для дефектов с регулярным (гладким) профилем проблем с аппроксимацией нет, в то время как для дефектов с существенно неоднородным профилем уже на этапе схематизации исходного дефекта дефектом-аналогом может вноситься в расчет заметная погрешность. Применительно к дефектам № 6 и № 11 вариант построения дефекта-аналога на основе А2-аппроксимации приводит к завышению расчетной глубины дефекта-аналога. Для получения заведомо нижних оценок несущей способности целесообразно применять вариант А2, в остальных случаях более предпочтительным является способ построения дефекта-аналога на основе А1-аппроксимации.

Приложение К
(рекомендуемое)

Расчетная оценка ресурса участка газопровода с трещиноподобными дефектами

К.1 Общая характеристика расчетной процедуры оценки ресурса

Процедура расчетно-экспериментальной оценки работоспособности и ресурса газопроводных конструкций при наличии в них трещин или трещиноподобных дефектов предусматривает последовательное выполнение следующих этапов:

1. Оценка напряженно-деформированного состояния (НДС) расчетного участка;

2. Аппроксимация исходного трещиноподобного дефекта расчетным дефектом;

3. Расчет предельных (разрушающих) значений напряжений и/или деформаций, соответствующих конкретному дефекту;

4. Расчет критических размеров дефектов при заданном (текущем) уровне НДС;

5. Оценка прочности конструкции при заданном уровне дефектности;

6. Прогнозная расчетно-экспериментальная оценка скорости развития дефектов;

7. Расчетная оценка остаточного ресурса трубопроводной конструкции.

Этапы 1-5 объединены в блок оценки прочности, который предшествует выполнению этапов 6 и 7, входящих в блок оценки ресурса.

Сведения об алгоритмах и методах оценки работоспособности участка газопровода с трещинами, составляющих содержание этапов 1-5, рассмотрены в приложениях Ж и И. Ниже кратко рассмотрены вопросы, относящиеся к этапам 6 и 7.

Оценка ресурса состоит в расчетно-экспериментальном определении наработки объекта от момента ввода в эксплуатацию или момента проведения соответствующих оценок до момента его перехода в предельное состояние.

В основу предварительного анализа повреждающих факторов и механизмов деградации свойств объекта, влияющих на ресурс, положено предположение о том, что в общем случае для участка трубопровода характерными являются следующие четыре группы причин, порождающих эти явления:

1. Старение материала - изменение свойств материалов труб и сварных соединений в процессе эксплуатации под действием факторов внешней среды и нагрузок;

2. Накопление усталостных повреждений и развитие дефектов в наиболее нагруженных элементах трубопроводной конструкции под действием комплекса повторно- переменных нагрузок и воздействий механической природы;

3. Коррозионные процессы, связанные с выраженной потерей материала, типа общей и локальной коррозии труб;

4. Сложные комбинированные коррозионно-механические явления, прежде всего коррозионное растрескивание под напряжением.

По отношениям к дефектам и повреждениям, возникающим при коррозионном растрескивании, различают две фазы развития - инкубационную стадию и стадию подрастания макроскопического дефекта. Продолжительность инкубационной стадии, определяемой от момента первичного приложения к конструкции коррозионно-механических нагрузок до момента образования макроскопического трещиноподобного дефекта при коррозионном растрескивании, может быть оценена на основе соответствующих расчетных моделей, связывающих максимальные напряжения (размахи напряжений) с временным параметром.

Скорость роста трещин коррозионного растрескивания при квазистатическом нагружении определяется скоростью роста максимальной из наблюдаемых микротрещин и также может быть приближенно оценена на основе расчетных моделей, рассмотренных в приложении Г или на основе данных натурных наблюдений.

Основанием для рассмотрения усталостных явлений в качестве одного из механизмов накопления повреждений является наличие переменных нагрузок и воздействий, приводящих к возникновению в одной или нескольких точках или сечениях трубопроводной конструкции компонент напряжений, величина которых зависит от временного параметра (календарного времени или наработки). В приложении Г рассмотрены кинетические уравнения роста трещиноподобных дефектов при циклическом нагружении.

К.2 Оценка развития дефектов по результатам периодических инспекций

Наиболее распространенным на практике способом получения прогнозных оценок развития коррозионных и коррозионно-механических повреждений до настоящего времени остается сопоставление данных периодического контроля за основными параметрами дефектов, получаемых средствами внутритрубной дефектоскопии. Сопоставление диагностических данных ряда последовательно проведенных инспекций позволяет приближенно рассчитать скорость подрастания дефекта на предшествующих временных интервалах и на этой основе сделать оценочный прогноз на будущее.

К.3 Расчетная оценка остаточного ресурса трубопроводной конструкции

Составной частью анализа степени опасности выявленных дефектов, по результатам которого может быть принято решение об остановке, ремонте или продолжении эксплуатации трубопровода, является получение прогнозных оценок кинетики дефектов, т.е. характеристик возможного развития дефекта в предполагаемых условиях эксплуатации.

На рисунке К.1 показаны границы областей критических (нижняя кривая) и закритических (верхняя кривая) дефектов, рассчитанные на основе критерия трещиностойкости при статическом нагружении. Верхняя граничная кривая на рисунке К.1 построена из условия фактического нарушения условия трещиностойкости при заданном уровне напряжений в трубе. Нижняя граничная кривая является геометрическим местом образов дефектов, для которых коэффициент запаса по разрушающим напряжениям равен нормативному. Дефекты, образы которых расположены между двумя границами, согласно прогнозу не должны привести к разрушению при действующем уровне напряжений, но при этом имеют коэффициент запаса ниже нормативно заданного.

Маркерами на рисунке К.1 показаны образы трех трещиноподобных дефектов.

Абстрагируясь от причин и конкретного механизма развития дефекта, на рисунках К.2(а) и К.2(б) схематично показаны графики, иллюстрирующие прогнозные зависимости роста полудлины и глубины трещины 1 от продолжительности эксплуатации. По оси абсцисс отложено календарное время, отсчитываемое от момента обнаружения дефекта, t₁. Маркерами отмечены размеры дефекта в некоторые характерные моменты времени. На основе этой зависимости на рисунке К.1 прерывистой линией в параметрической форме показана эволюция дефекта 1 от момента обнаружения t₁ до момента времени t₃, соответствующего фактическому нарушению условия прочности. Приведенная зависимость является прогнозной, рассчитанной на основе совокупности фактических данных, доступных в момент t₁. Реальное развитие дефекта может в большей или меньшей степени отличаться от прогнозируемого.

Полудлина трещины а, м

Рисунок К.1 - Оценка прочности и ресурса участка газопровода по критерию роста продольного поверхностного трещиноподобного дефекта

Рисунок К.2 - Зависимость длины и глубины трещиноподобного дефекта от временного параметра

В соответствии с принятым механизмом принятия решений дефект должен быть признан критическим в момент времени t_cr = t_A, соответствующий моменту нарушения критериального условия (точка А на рисунке К.1).

Таким образом, располагаемый остаточный ресурс трубопроводной конструкции на момент проведения обследования t_l составляет, согласно прогнозу, Dt = t_cr = t₁

Прогнозные оценки могут быть скорректированы по результатам выполненных инспекций технического состояния. Так, маркер В представляет собой образ дефекта 1, зафиксированный при инспекции в момент времени t_В. Проводя линейную экстраполяцию, получаем скорректированное значение остаточного ресурса Dt = t_С = t_B.

Библиография