Методика расчета прогнозируемого срока безопасной эксплуатации и максимального испытательного давления труб

1 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы определяют численными методами при заданном максимальном рабочем давлении по результатам прочностного расчета с учетом механических характеристик трубы и срока ее предшествующей эксплуатации.

При этом полагают, что прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы оканчивается в момент времени, когда ее минимальное давление разрушения будет равно величине K_пор · P_раб, где P_раб - максимальное рабочее давление на участке газопровода, K_пор - пороговый коэффициент, принимаемый равным 1,25 для участков газопроводов категории III и IV, 1,5 - для участков газопроводов категории I и II и 1,875 - для участков газопроводов категории В. Значение коэффициента K_пор может быть снижено при условии принятия мер по предотвращению появления людей в зоне радиусом 350 метров от места расположения дефектной трубы (установка ограждений, предупреждающих табличек, постов и т.п.).

2 Для определения минимального давления разрушения трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой, используют модифицированное уравнение поверхностных дефектов, параметры которого для труб с дефектами и труб, отремонтированных контролируемой шлифовкой, получены на основе экспериментальных данных

((1)

где Р_э - минимальное расчетное давление разрушения дефектной трубы, МПа (кгс/см²);

δ - толщина стенки трубы, мм;

R = D _н/2 - δ - внутренний радиус трубы, мм;

D_н - наружный диаметр трубы, мм;

A_э - площадь потери металла на проекции эффективной части сошлифованной области на продольную ортогональную плоскость, мм²;

A_0э - первоначальная площадь продольного сечения стенки трубы по длине эффективной части сошлифованной области, A_0э = L_э δ;

M_э - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для эффективной части сошлифованной области

((2)

L_э - длина эффективной части сошлифованной области, мм;

Параметры эффективной части сошлифованной области определяют по измеренной зависимости ее глубины от продольной координаты. Проекцию сошлифованной области разбивают на участки, ограниченные точками измерения глубины. В пределах сошлифованной области может быть выделено конечное число K ее частей, каждая из которых образует непрерывную последовательность таких участков. В результате процедуры, заключающейся в расчете величины Р^*_к для всех возможных частей сошлифованной области, определяют эффективную часть, для которой выполняется соотношение

((3)

где P^*_к - безразмерная величина, характеризующая влияние геометрических параметров k -ой части сошлифованной области на расчетное давление разрушения трубы;

А_k - площадь рассматриваемой части сошлифованной области

((4)

k - номер рассматриваемой части сошлифованной области, k = 1, 2, 3, …, K -1, K;

K - число возможных вариантов выделения части сошлифованной области;

n ₁, n ₂ - номера первого и последнего участков сошлифованной области в пределах рассматриваемой k -ой части сошлифованной области, n ₁ = 1, 2, 3, …, N, n ₂ = 1,2, 3, …, N;

N - число участков разбиения продольной проекции сошлифованной области, N = I -1;

I - число точек измерения глубины сошлифованной области;

L_j - длина j -го участка сошлифованной области, j = n ₁, n ₁ + 1, …, n ₂ - 1, n ₂;

Lj = x i + 1 - x i,

((5)

x_i - продольная координата i точки измерения глубины сошлифованной области;

tj = (ti + 1 + ti)/2,

((6)

t_i - значение глубины сошлифованной области в i -ой точке измерения;

А_0k - первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы по длине рассматриваемой k -ой части сошлифованной области

((7)

М_k - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины рассматриваемой части сошлифованной области.

σ_э - напряжение течения, вычисляемое по формуле:

для стресс-коррозионных дефектов и дефектов продольных сварных швов, а также сошлифованных областей на трубах со стресс-коррозионными дефектами, образовавшихся после вышлифовки стресс-коррозионных и других дефектов

((8)

для других типов дефектов, а также сошлифованных областей на трубах, где не были обнаружены стресс-коррозионные дефекты

((9)

K ₂ - коэффициент, учитывающий достигнутое в трубе давление, принимаемый равным 1 при Р_ф < Р_э и отношению при Р_ф >Р_э;

Р_ф - максимальное фактическое давление в трубе, достигнутое за месяц, предшествующий обследованию;

Р_э - минимальное расчетное давление разрушения дефектной трубы, рассчитанное на момент обследования;

σ_0,2 - нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см²);

σ_вр - нормативный предел прочности трубной стали, МПа (кгс/см²);

К ₃ - коэффициент, учитывающий статистический разброс значений напряжения течения, принимаемый равным - 0,05;

t_э - время работы отремонтированной трубы с момента начала эксплуатации до момента окончания эксплуатации, годы;

Р_пр - проектное давление, МПа (кгс/см²).

 

3 Для предотвращения ремонта труб, которые будут забракованы по результатам прочностного расчета, выполняют оценку прогнозируемого срока безопасной эксплуатации дефектной трубы после ремонта.

Оценку прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы выполняют в соответствии с п.п. 1, 2. При этом полагают, что глубина сошлифованной области после вышлифовки дефектной области будет на 0,2 мм превышать глубину дефектной области во всех ее точках.

4 Максимальное испытательное давление для трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой, принимают равным 87 % от минимального расчетного давления разрушения отремонтированной трубы, определяемого по формуле (1).

5 Максимальное испытательное давление для бездефектной трубы принимают равным давлению, вызывающему в стенке трубы кольцевое напряжение, равное 0,95 от нормативного предела текучести трубной стали. Его величину определяют по формуле (66) СНиП 2.05.06-85*.

6 Для отремонтированной трубы также выполняют проверочный расчет в соответствии с п. 5. Полученное значение сравнивают со значением, рассчитанным в соответствии с п. 4, и величину максимального испытательного давления принимают равной меньшему из указанных значений.

 

7 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы с дефектами продольных швов, не требующей ремонта, определяют в соответствии с п.п. 1, 2, а максимальное испытательное давление - в соответствии с п.п. 4 - 6. При этом вместо параметров сошлифованной области подставляют параметры дефектной области.

8 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой, прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы с дефектами продольных швов, не требующей ремонта, а также максимальное испытательное давление трубы, рекомендуется рассчитывать с использованием программы ГАЗНАДЗОР-ОД-СС.

9 Для ускорения принятия решения о ремонте труб контролируемой шлифовкой рекомендуется для каждого типа труб, уложенных на обследуемом участке газопровода, строить график зависимости максимальной глубины дефектов от их длины, соответствующий оценке срока безопасной эксплуатации труб равной 15 лет. Если точка, соответствующая максимальной глубине и длине рассматриваемого дефекта лежит ниже указанного графика, труба подлежит ремонту контролируемой шлифовкой, а срок ее безопасной эксплуатации должен быть рассчитан после выполнения ремонта в удобное по условиям работы время. В противном случае, срок безопасной эксплуатации трубы должен быть рассчитан непосредственно после измерения параметров дефекта, а решение о замене трубы принимают в зависимости от результатов этого расчета.

10 Зависимость максимальной глубины дефектов от их длины вычисляют по формуле

((10)

t_max - максимальная глубина дефекта, мм;

Р_раб - рабочее давление в газопроводе, МПа (кгс/см²);

K_пор - пороговый коэффициент, зависящий от категории участка газопровода и принимаемый равным для участков: категории II - 1,5; категории III и IV - 1,25. Значение коэффициента K_пор может быть снижено при условии принятия мер по предотвращению появления людей в зоне радиусом 350 метров от места расположения дефектной трубы (установка ограждений, предупреждающих табличек, постов и т.п.).

σ_пор - напряжение течения, вычисляемое по формуле:

для стресс - коррозионных дефектов и дефектов продольных сварных швов, а также сошлифованных областей на трубах со стресс-коррозионными дефектами, образовавшихся после вышлифовки стресс-коррозионных и других дефектов

((11)

для других типов дефектов, а также сошлифованных областей на трубах, где не были обнаружены стресс-коррозионные дефекты

((12)

K ₂ - коэффициент, учитывающий достигнутое в трубе давление, принимаемый равным 1 при Р_ф < Р_э и отношению при Р_ф > Р_э;

Р_ф - максимальное фактическое давление в трубе, достигнутое за месяц, предшествующий обследованию;

Р_э - минимальное расчетное давление разрушения дефектной трубы, рассчитанное на момент обследования;

t _σ = t_экс + t_р - время от начала эксплуатации трубы до окончания заданного срока безопасной эксплуатации трубы, годы;

t_экс - время работы трубы с момента ее ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;

t_р - заданный срок безопасной эксплуатации трубы, принимаемый равным 15 лет;

М_п - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины L_п

((13)

L_п - длина продольной проекции дефекта или сошлифованной области.

11 При оценке двух близлежащих дефектов по п.п. 9, 10 их рассматривают отдельно, если расстояние между ними в продольном направлении превышает ½ диаметра трубы, а расстояние в кольцевом направлении - ¼ периметра трубы. В противном случае дефекты рассматривают как один дефект, имеющий длину равную расстояния от начала первого дефекта до конца второго, а максимальную глубину равную большей максимальной глубине дефектов.

12 График зависимости максимальной глубины дефекта от его длины для различных условий (срока эксплуатации, диаметра и толщины стенки трубы, категории газопровода, прочностных характеристик металла) рекомендуется строить по программе ГАЗНАДЗОР-ОД-Ш.

13 График зависимости максимальной глубины дефекта от его длины строят, как правило, для номинальной толщины стенки труб по ТУ на соответствующие трубы. Если фактическая толщина стенки трубы отличается от номинальной, при использовании графика, максимальную глубину дефекта корректируют на разность между номинальной и фактической толщиной стенки трубы - при большей толщине стенки по сравнению с номинальной максимальную глубину дефекта уменьшают, в противном случае - увеличивают.

3.5 Методика расчета срока обследования дефектных труб
в шурфах после ВТД

1 Срок обследования труб с поверхностными дефектами рассчитывают по измеренным максимальной глубине и длине продольной проекции дефектов.

2 Связь расчетного давления разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта имеет вид:

((1)

где Р_п - расчетное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, МПа (кгс/см²);

σ_п - напряжение течения, вычисляемое по формуле:

для стресс-коррозионных дефектов

((2)

для других типов дефектов

((3)

K ₂ - коэффициент, учитывающий достигнутое в трубе давление, принимаемый равным 1 при Р_ф < Р_п и отношению при Р_ф > Р_п;

Р_ф - максимальное фактическое давление в трубе, достигнутое за месяц, предшествующий обследованию;

Р_п - расчетное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, рассчитанное на момент обследования;

t _σ = t_экс + t_р - время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока, годы;

τ_экс - время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;

τ_р - рассчитываемый срок обследования дефектной трубы в шурфе, годы;

K_п - коэффициент, учитывающий конфигурацию дефектов, принимаемый равным 0,7;

t _max - максимальная глубина дефекта, мм;

М_п - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины L_п

((4)

L_п - оценка полной длины продольной проекции дефекта

Lп = Lизм + Kдопtп,

((5)

L_изм - измеренная длина дефекта, мм;

t_п - порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм;

K_доп - коэффициент, определенный по статистическим данным о конфигурации дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице 1;

Таблица 1

Отношение порога чувствительности прибора к максимальной глубине дефекта (tп/tmax)	Значение коэффициента Кдоп
от 0 до 0,4	0,15 Dн
от 0,4 до 0,5	0,15 Dн + Dн (tп / t max – 0,4)
свыше 0,5	0,25 Dн

Если организация, выполняющая ВТД, по результатам дефектоскопии выдает полную длину дефектов, коэффициент K_доп принимают равным 0.

3 Срок обследования трубы с отдельным дефектом определяют по формулам:

при t_max/σ_экс > V_t

((6)

при t _max/σ_экс ≤ V_t

((7)

где τ_экс – время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;

V_t – скорость изменения глубины дефектов, определяемая по результатам двух или более пропусков снарядов-дефектоскопов, по результатам исследований, проведенных на рассматриваемом или аналогичных участках газопроводов, а при отсутствии указанных результатов – по таблице 2.

Таблица 2

Диаметр трубы, мм	Срок эксплуатации газопровода, годы	Значение Vtmin, мм/год
	менее 10	0,6
10-25	0,6-0,02 (τэкс-10)
более 25