СТО Газпром 2-3.5-252-2008

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-3.5-252-2008

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-3.5-252-2008

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


МЕТОДИКА

ПРОДЛЕНИЯ СРОКА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ОАО «ГАЗПРОМ»


СТО Газпром 2-3.5-252-2008


Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью

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


Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


Москва 2009

Предисловие



  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВЗАМЕН


Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ» с участием специалистов организаций и дочерних обществ ОАО «Газпром»


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


Распоряжением ОАО «Газпром» от 15 августа 2008 г. № 251


СТО Газпром 2-3.5-045-2006


© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ВНИИГАЗ», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 3

  4. Общие требования к организации работ по продлению срока

    безопасной эксплуатации магистральных газопроводов 4

    1. Основания для проведения работ по продлению ресурса 4

    2. Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности 7

    3. Процедура оформления и утверждения заключения

      экспертизы промышленной безопасности 10

    4. Общий алгоритм комплексной оценки технического

      состояния и остаточного ресурса газопроводов 12

  5. Анализ исходных данных, необходимых для оценки технического

    состояния и остаточного ресурса газопроводов 14

    1. Предварительная характеристика объекта 14

    2. Анализ проектной и исполнительной документации 17

    3. Анализ условий эксплуатации газопровода 18

    4. Выбор потенциально опасных участков 25

    5. Анализ полноты и степени достоверности информации 26

  6. Расчетно-экспериментальные исследования, необходимые

    для оценки технического состояния газопроводов 27

    1. Составные части программы дополнительного обследования 27

    2. Анализ коррозионной агрессивности грунта 27

    3. Электрометрические обследования, анализ состояния

      изоляционного покрытия 27

    4. Оценка скорости коррозии на коррозионно-опасных участках 28

    5. Дефектоскопическое обследование потенциально опасных

      участков приборами неразрушающего контроля 29

    6. Оценка физико-механических свойств конструкционных

      материалов по результатам лабораторных испытаний 29

    7. Особенности работ по продлению срока безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию

      под напряжением 29

  7. Оценка работоспособности и ресурса расчетного участка газопровода 31

    1. Общая характеристика расчетной процедуры 31

    2. Анализ напряженно-деформированного состояния 32

    3. Структура расчетных критериев 32

    4. Оценка предельных (разрушающих) значений напряжений 33

    5. Оценка предельных (разрушающих) уровней дефектности 33

    6. Оценка показателей ресурса расчетного участка по отношению

      к заданной системе нагрузок и воздействий 34

    7. Расчетная оценка прочности и остаточного ресурса участка

      газопровода с дефектами 34

  8. Обработка результатов расчета, выдача рекомендаций 36

    1. Оценка показателей остаточного ресурса участка газопровода 36

    2. Обоснование продления срока эксплуатации 36

    3. Планирование очередности проведения инспекций

      технического состояния 37

    4. Оценка времени проведения повторной экспертизы с целью продления срока безопасной эксплуатации газопроводов на основе

      вероятностного подхода 37

      Приложение А (рекомендуемое) Методика оценки коррозионной

      агрессивности грунта на основе балльной системы 40

      Приложение Б (рекомендуемое) Пример анализа потенциально

      опасных участков с повышенной коррозионной агрессивностью 43

      Приложение В (рекомендуемое) Физико-механические характеристики металла труб, необходимые для оценки прочности и ресурса

      газопроводов 49

      Приложение Г (рекомендуемое) Кинетические уравнения роста

      дефектов 53

      Приложение Д (рекомендуемое) Расчет показателей ресурса

      по критериям усталости 56

      Приложение Е (рекомендуемое) Методика построения диаграммы деформирования и кривой малоцикловой усталости на примере

      стали марки 09Г2С 74

      Приложение Ж (рекомендуемое) Методики оценки прочности

      и трещиностойкости газопроводов 78

      Приложение И (рекомендуемое) Оценка прочности участка

      магистрального газопровода с трещиноподобными дефектами 82

      Приложение К (рекомендуемое) Расчетная оценка ресурса участка

      газопровода с трещиноподобными дефектами 91

      Библиография 96

      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 производ-ственных объектах», утвержденным постановлением Госгортехнадзора от 9 июля 2002 г. (РД 03-484-02) [2], регламентирующих правила эксплуатации потенциально опасных объек-тов 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 способ-ности и ресурса магистральных газопроводов. В приложения вынесены материалы с изложе-нием 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 техни-ческого 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 практи-ческих 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 «Науч-но-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).

      СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


      image


      МЕТОДИКА ПРОДЛЕНИЯ СРОКА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ОАО «ГАЗПРОМ»


      image


      Дата введения –2009-04-15


      1. Область применения


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

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

        3. Положения настоящего стандарта предназначены для использования дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», эксплуатирующими и обслуживающими маги-стральные 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 под-

        земные. Общие требования к защите от коррозии

        ГОСТ 25.101-83 Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных про-цессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов ГОСТ 25.502-79 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы меха-

        нических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость

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



        image

        Издание официальное

        ГОСТ 25.506-85 Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при стати-ческом 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, ком-натной 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-деформирован-ного 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 обследова-нию 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 линей-ной 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 (изме-ненным) 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 2-3.5-095, 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 терми-

        ны с соответствующими определениями и сокращениями:

        1. жизненный цикл объекта: Последовательность создания, функционирования и лик-видации объекта, включающая стадии проектирования, строительства, эксплуатации (с уче-том технического обслуживания), продления ресурса, консервации (хранения) и ликвидации после наступления предельного состояния.

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

        3. нагруженность: Совокупность количественных характеристик разнородных процес-сов и явлений, определяющих напряженно-деформированное состояние в пределах рассма-триваемого участка газопровода.

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

        5. потенциально опасный участок: Элемент ЛЧМГ, который в силу своих конструктив-ных особенностей, природных условий эксплуатации или близости по отношению к внешним техногенным воздействиям подвержен проявлению критических отказов с ожидаемой часто-той 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.

        6. предельное состояние газопровода: Состояние, при котором дальнейшая эксплуата-ция газопровода невозможна или нецелесообразна либо восстановление его работоспособно-го состояния недопустимо или нецелесообразно.

        7. разрушение: Событие, заключающееся в деформировании, изменении геометриче-ских размеров конструкций или отдельных элементов технологической системы (с возмож-ным разделением их на части) в результате силовых, термических или иных воздействий, сопровождающееся нарушением работоспособности объекта.


          3.8 система: Совокупность элементов, объединенных конструкционно и/или функ-ционально для выполнения некоторых требуемых функций.

          ГОСТ 27.310-95, пункт 3.2


          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.).


          3.10 технический объект (объект): Любое изделие (устройство, подсистема, функцио-нальная единица или система), которое можно рассматривать в отдельности.

          ГОСТ 27.310-95, пункт 3.12


          3.11 элемент: Составная часть технического объекта, рассматриваемая в рамках выполняемого анализа как единое целое, не подлежащее дальнейшему разукрупнению.

          ГОСТ 27.310-95, пункт 3.1


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


        1. Основания для проведения работ по продлению ресурса

          1. В соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опас-ных производственных объектов» [1] объекты транспорта и хранения природного газа отно-сятся к опасным производственным объектам.

          2. Требования промышленной безопасности распространяются на объекты маги-стрального трубопроводного транспорта газов, включенные в перечень объектов, подкон-трольных 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 зако-нах и иных нормативных правовых актах Российской Федерации, а также в нормативных документах, которые принимаются в установленном порядке и соблюдение которых обеспечивает промышленную безопасность.

          3. В соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опас-ных производственных объектов» [1] и РД 03-484-02 [2] по достижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, даль-нейшая эксплуатация объектов транспорта газа не разрешена без проведения работ по прод-лению срока безопасной эксплуатации.

          4. Работы по продлению срока безопасной эксплуатации опасных производствен-ных объектов выполняют в рамках экспертизы промышленной безопасности. Правила прове-дения экспертизы промышленной безопасности устанавливают ПБ 03-246-98 [4].

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

          6. По результатам экспертизы промышленной безопасности должно быть подгото-влено заключение экспертизы промышленной безопасности.

          7. Порядок проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации опас-ных 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.

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

          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.

          10. В качестве критерия соответствия опасного производственного объекта маги-стрального 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 являет-ся недопущение неконтролируемого нарушения герметичности и конструкционной целостности объекта в процессе эксплуатации, при плановом ремонте, реконструкции, замене объекта целиком или отдельных его элементов.

          11. Допустимо раздельное или совместное использование вероятностно-статистиче-ских 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 крите-риев оценки остаточного срока службы (остаточного ресурса) объекта. Критерием обеспечения промы-шленной безопасности объекта является выполнение совокупности критериев прочности и долговеч-ности, установленных нормативными документами для объекта в целом и отдельных его элементов.

          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, выпол-ненными в соответствии с нормативными документами, регламентирующими такие расчеты.

          13. В процессе экспертизы промышленной безопасности по результатам комплекс-ного анализа, предусмотренного программой работ по продлению срока безопасной эксплуа-тации, должны быть получены обоснованные оценки остаточного срока службы (остаточно-го ресурса).

          14. В зависимости от технического состояния объекта, с учетом требований норма-тивных 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 прогнозируемо-го 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).

          15. Объем и периодичность работ по контролю технического состояния газопрово-да с продленным сроком при эксплуатации могут быть скорректированы инженерно-техни-ческими службами эксплуатирующей организации исходя из реальных условий работы и фак-тического состояния газопровода.

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

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

          18. В случае невозможности продления указанного срока на 5 и более лет организа-ция-заказчик, которой принадлежит участок газопровода (или система газопроводов), дол-жна разработать технико-экономическое обоснование капитального ремонта, реконструкции или полной замены газопровода с привлечением экспертной организации, ремонтного пред-приятия и проектного института.


        1. Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности

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

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

          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 экс-пертизы, в том числе программы работ по продлению срока безопасной эксплуатации;

            • проведение экспертизы промышленной безопасности;

            • подготовка и выдача заключения экспертизы.

          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 эксплуата-ции (продленного ресурса), или в инициативном порядке по иным причинам;

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

          5. Работы проводят на основании официальной заявки заказчика или других доку-ментов в соответствии с согласованными экспертной организацией и заказчиком условиями.

          6. Документы на проведение экспертизы составляют после проведения предвари-тельных переговоров. В документах должны быть определены договаривающиеся стороны, объекты экспертизы, приведен перечень информации, необходимой для проведения экспер-тизы объекта в соответствии с нормативной документацией, сроки экспертизы.

          7. Заказчик должен представить следующие данные, необходимые для проведения экспертизы:

            • данные о заказчике и объекте экспертизы;

            • проектную, конструкторскую, эксплуатационную, ремонтную документацию, декла-рацию промышленной безопасности опасного производственного объекта, паспорта техни-ческих устройств, инструкции, технологические регламенты и другую документацию, имею-щую 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).

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

          9. Руководители и ответственные лица организации-заказчика обеспечивают досто-верность информации, предоставляемой по запросу экспертной организацией.

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

          11. В рамках экспертизы должна быть установлена полнота, достоверность и пра-вильность представленной информации, ее соответствие стандартам, нормам и правилам промышленной безопасности.

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

          13. В программу работ по продлению срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений экспертной организацией по согласованию с заказчи-ком работ могут быть включены следующие этапы:

            • подбор требуемых для технического диагностирования технических устройств, обору-дования 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, оборудо-вания 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, обо-рудования и сооружений в целом с целью оценки технического состояния;

            • разборка (демонтаж) технических устройств, оборудования и сооружений на состав-ные части и комплектующие изделия (при необходимости) и контроль технического состоя-ния технических устройств, оборудования и сооружений, а также поиск мест и причин отка-зов (неисправностей);

            • прогнозирование технического состояния технических устройств, оборудования и сооружений на продлеваемый период и выработка решения о возможности и целесообразно-сти 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 эксплуата-ции с планом мероприятий по обеспечению эксплуатации технических устройств, оборудова-ния и сооружений на продлеваемый период.

          14. При необходимости в рамках экспертизы промышленной безопасности могут быть проведены испытания, контроль и диагностика технического состояния по согласован-ным с заказчиком методикам и программам.

          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.

          16. При наличии организационно-технических возможностей (аттестованные лабо-ратории, 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 про-грамме работ по продлению срока безопасной эксплуатации.

          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.


          1. Процедура оформления и утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности

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

            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.

            3. Итоговое заключение о возможности продления срока безопасной эксплуатации объекта (заключение экспертизы промышленной безопасности) подписывает руководитель экс-пертной организации и утверждает в порядке, установленном Ростехнадзором в соответствии с

              Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объек-тов» [1].

            4. Заключение экспертизы промышленной безопасности опасного производствен-ного 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 руко-водителем 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 тех-ническим решениям и проведению корректирующих мероприятий.

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

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

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

      • недопустимости продолжения эксплуатации объекта экспертизы ввиду необеспечен-ности соблюдения требований промышленной безопасности.

            1. Если по результатам экспертизы установлена необходимость проведения коррек-тирующих мероприятий, то к итоговому заключению прилагают план мероприятий по обес-печению эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на продлеваемый период и выполнению требований промышленной безопасности.

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

          1. Общий алгоритм комплексной оценки технического состояния и остаточного ресурса газопроводов

            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 техни-ческого 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.

            1. Для оценки технического состояния и ресурса принят базовый подход, основан-ный на принципе «безопасной эксплуатации по техническому состоянию», согласно которо-му оценку технического состояния объекта осуществляют по параметрам технического состояния, обеспечивающим его надежную и безопасную эксплуатацию согласно норматив-ной и (или) конструкторской (проектной) документации, а остаточный ресурс – по опреде-ляющим параметрам технического состояния.

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

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

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

      • фактические располагаемые коэффициенты запаса прочности (по пределам теку-чести, 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.).


         


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

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

            2. При оценке ресурса по результатам предварительного анализа допустимо исполь-зование дополнительных критериев предельных состояний, определяющих ресурсные харак-теристики объекта, не предусмотренных исходной нормативной, проектной и эксплуата-ционной документацией.

            3. Оценку остаточного ресурса проводят на основе установленных закономерностей изменения определяющих параметров, полученных при анализе механизмов накопления пов-реждений, зарождения и развития дефектов и (или) по результатам измерения функциональ-ных показателей.

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


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


          1. Предварительная характеристика объекта


            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.

            1. 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).

            1. К группе данных, характеризующих конструктивное и технологическое исполне-ние 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.

            1. 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, администра-тивных и промышленных зданий и сооружений;

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

            1. К группе данных, характеризующих техническое состояние газопровода, отнесены:

      • данные об авариях и отказах, произошедших в предшествующий период эксплуата-

ции;


  • данные о выполненных ремонтных работах;

  • результаты диагностических обследований, выполненных ранее на газопроводе;

  • результаты специализированных диагностических обследований и текущего эксплу-

    атационного мониторинга.

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

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

        1. В зависимости от программы и степени полноты выполненных ранее исследова-ний в качестве исходных данных могут быть использованы результаты:

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

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

          • визуально-измерительного контроля качества изоляционного покрытия, определе-ния глубины заложения и пространственного положения газопровода, а также степени защи-щенности 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 диагностирова-нии 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.

        2. 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;

          • переченя потенциально опасных участков.

        3. 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 прогно-

    зируемого технического состояния объекта все исходные данные рекомендовано заносить в базу дан-ных, сформированную с учетом рекомендаций Р Газпром 2-2.1-160-2007 [11].


      1. Анализ проектной и исполнительной документации

        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 доро-гу и т.п.);

          • ведомости согласованных отклонений от проекта;

          • сертификаты или заводские аттестаты на трубы;

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

        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 повтор-ной геодезической съемки с использованием систем спутниковой навигации и определения координат.

        3. По результатам привязки газопровода на местности наносят охранные зоны газопровода, нахождение в которых жилых или промышленных зданий и сооружений недо-пустимо.

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

        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 гра-фически в виде функции, зависящей от продольной координаты.

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

          Примечание – Для получения уточненных данных о пространственном положении оси газо-

          провода могут быть использованы крупномасштабные планы исполнения газопровода на крутоизогну-тых участках и на переходах через естественные и искусственные препятствия.

        7. Для восстановления данных о грунтово-геологических условиях вдоль трассы в объеме, достаточном для предварительного анализа, следует использовать данные, приведен-ные на строительных чертежах и полученные в процессе эксплуатации по результатам допол-нительных исследований.

        8. Дополнительные характеристики грунта могут быть получены по результатам спе-циализированных лабораторных исследований физико-химических свойств грунта.

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

          Пример анализа потенциально опасных участков с повышенной коррозионной агрес-сивностью приведен в приложении Б.

        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 деформа-тивность грунта при различных условиях в соответствии с положениями ГОСТ 12248, ГОСТ 20276.


      1. Анализ условий эксплуатации газопровода

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

        2. Перечень необходимых показателей нагруженности зависит от конструктивной схемы, реальных условий эксплуатации газопровода, а также применяемых при анализе рас-четных 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 темпера-тур по длине газопровода, характеристиках грунта, позволяющие оценить сопротивление грунта про-дольным и поперечным перемещениям газопровода, фактические данные о конструктивных особенно-стях и конфигурации трассы.

          Для надземных газопроводов, проложенных на опорах, необходимы данные о конфи-гурации продольной оси, определенные с учетом возможной просадки, выпучивания или раз-рушения одной или нескольких опор. Кроме того, необходимы сведения о ветровых нагруз-ках и температурных режимах в процессе эксплуатации, определенные с учетом их изменчи-вости на коротких и длительных интервалах времени.

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

        4. При отсутствии данных о нагруженности конкретного объекта или участка газо-провода за предшествующий период могут быть использованы данные, относящиеся к анало-гичным объектам.

        5. Полученные числовые последовательности и пространственно-временные функ-ции, 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 коэффициента-ми асимметрии цикла за рассматриваемый промежуток календарного времени или нара-ботки.

        6. С целью уточнения значений действующих нагрузок и воздействий проводят ана-лиз экстремальных значений нагрузок и их распределений в зависимости от времени.

        7. Степень защищенности газопровода средствами электрохимической защиты оце-нивают в соответствии с положениями ГОСТ Р 51164. Выполнение во всех сечениях по длине газопровода требований раздела 5 ГОСТ Р 51164 означает наличие полноценной защиты газо-провода от поверхностной коррозии.

        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 иссле-дований технического состояния газопровода на этих участках.

        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.

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

        11. Уточненную оценку коррозионной агрессивности грунтов вдоль трассы газопро-вода выполняют в следующей последовательности.

          1. На основе данных, приведенных в проектной документации и полученных по результатам дополнительных исследований, составляют таблицы распределения типов грун-тов вдоль трассы газопровода.

          2. По результатам комплексного анализа рельефа местности, расположения вод-ных препятствий и иных факторов на экспертном уровне оценивают гидрогеологические условия на отдельных участках.

          3. Рассматривают следующие группы данных, характеризующих влияние грунто-вых условий на коррозионную агрессивность:

            • тип грунта;

            • наличие грунтовой воды на уровне сооружения;

            • влажность грунта;

            • удельное электрическое сопротивление грунта.

          4. Интегральную оценку коррозионной агрессивности выполняют по сумме наб-ранных балов.

        1. С целью непосредственной оценки технического состояния и работоспособ-ности и выявления основных повреждающих факторов и механизмов деградации свойств объекта в процессе эксплуатации выполняют анализ текущей дефектности участка газо-провода

          Примечание – Фактические данные о действующих механизмах накопления повреждений,

          зарождении и развитии дефектов необходимы для правильного выбора типа кинетических уравнений на этапе оценки ресурса объекта.

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

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

          Примечание – Критерии идентичности, на основе которых допускается использование дан-

          ных, полученных на другом объекте, должны быть сформулированы экспертами, выполняющими оценку технического состояния конкретного участка газопровода.

        4. Распространение косвенных данных об ожидаемой дефектности на необследо-ванные участки газопровода допустимо, если до этого было проведено комплексное обследо-вание инструментальными методами участков с более жесткими условиями эксплуатации по рассматриваемой группе показателей.

          Примечание – Положения 5.3.15 применяют только по отношению к повреждениям, вызван-

          ным локальной или общей внешней коррозией, и только в том случае, если при максимальной ожида-емой скорости коррозии на обследованном участке, рассматриваемом в качестве участка-аналога, обеспечен остаточный ресурс участка газопровода не менее трех лет. В противном случае на оценивае-мом участке должны быть проведены дополнительные исследования с целью оценки скорости корро-зии или подтверждения отсутствия на еще не обследованных участках газопровода значимых коррози-онных повреждений.

        5. Если в процессе эксплуатации или в результате инструментального обследова-ния 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.

        6. 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 нагру-зок и воздействий механической природы;

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

        7. На основе результатов предварительного анализа должен быть определен один или несколько механизмов накопления повреждений, лимитирующих прочностные и ресур-сные показатели газопровода.

        8. Если в предшествующий период эксплуатации были зафиксированы нагрузки и воздействия, приводящие к возникновению в сечениях газопровода переменных напряже-ний, то процессы накопления усталостных повреждений, зарождения и роста дефектов дол-жны быть рассмотрены в качестве одного из возможных повреждающих факторов.

        9. Значимость уже накопленных и прогнозируемых в будущем усталостных пов-реждений должна быть оценена на основе соответствующих расчетно-экспериментальных моделей.

        10. 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 газо-провода, определяемая средней скоростью утонения в год;

          • локальная (язвенная, кавернообразная) коррозия, отличающаяся от общей коррозии компактностью поврежденной области, имеющей характерный размер, сопоставимый с тол-щиной 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 макси-мальной скоростью прорастания наиболее глубоких питтингов и общей площадью пораже-ния в год;

          • коррозионное растрескивание – квазихрупкое разрушение газопровода в условиях совместного действия статических растягивающих напряжений и коррозионных сред (поч-венных 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 дей-ствия 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.

        11. Возникновение коррозионных повреждений в процессе жизненного цикла газо-провода должны быть проанализированы как при обеспечении проектных условий эксплуа-

          тации, так и с учетом изменения эксплуатационных режимов, в том числе вызванных возмож-ным снижением эффективности противокоррозионной защиты газопровода.

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

        13. Отсутствие на момент проведения анализа выявленных коррозионных повреж-дений не является достаточным основанием для неучета коррозии в качестве одного из меха-низмов накопления повреждений в конструкции при оценке работоспособности и ресурса.

          При отсутствии на момент проведения анализа выявленных коррозионных повреж-дений следует провести дополнительное изучение предпосылок для возникновения и развития коррозионных повреждений как при условии сохранения, так и с учетом измене-ния режимов эксплуатации, вызванных в том числе снижением эффективности противо-коррозионной 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 обследова-ния в условиях реального наличия коррозионных дефектов.

        14. Значимость выявленных и прогнозируемых коррозионных дефектов и поврежде-ний необходимо оценивать на основе расчетно-экспериментальных моделей.

        15. При оценке технического состояния газопроводов в процессе эксплуатации дол-жен 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 недо-статочно точного учета.

          Примечание – Нарушение проектного положения является частным случаем реализации

          непроектных состояний газопровода.

        16. Признаками нарушения проектного положения являются:

          • просадки или выпучивание отдельных конструктивных элементов;

          • образование свободно-провисших участков (арок) в вертикальной или горизонталь-ной плоскости;

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

          • изменение конструктивной схемы газопровода, вызванное повреждением или разру-шением отдельных конструктивных элементов (опоры, анкерные закрепления, сброс пригру-зов и др.).

            Примечание – Перечень признаков непроектных положений является открытым и может

            быть дополнен решением эксперта, выполняющего оценку технического состояния.

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

        18. В зависимости от конкретных условий событие, состоящее в нарушении проект-ного положения участка газопровода, может быть классифицировано как повреждение или отказ, а состояние объекта, соответственно, как неисправное или неработоспособное в соот-ветствии с ГОСТ 27.002.

        19. Классификацию событий и состояний, ассоциируемых с нарушением проектно-го положения, выполняют на основе заданной системы критериев.

        20. Первичный анализ может быть выполнен на основе экспертного подхо-да, базирующегося на комплексной оценке технических решений, предполагаемых усло-вий эксплуатации, опыте проектирования, строительства и эксплуатации аналогичных объектов.

        21. 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 регуляр-ного расчета;

          • реализация нерасчетных технологических режимов работы объекта;

          • нарушение технологии строительства;

          • отступление от заложенных в проекте конструктивных решений;

          • неконтролируемые природно-климатические нагрузки и воздействия.

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

      1. Выбор потенциально опасных участков

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

        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), пучини-стыми 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.

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

        4. К потенциально опасным участкам, требующим дополнительного обследования, могут быть отнесены участки, на которых, согласно мнению экспертов, основанному на кос-венных данных и опыте эксплуатации, возможно наличие дефектов и повреждений или усло-вий 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 электрохимиче-ской 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.


      2. Анализ полноты и степени достоверности информации

        1. Анализ работоспособности участка газопровода следует проводить с учетом степе-ни полноты и достоверности исходных данных о дефектности, нагруженности, конструктив-ном исполнении и физико-механических свойствах материалов.

        2. Полноту и достоверность информации оценивают по следующим показателям:

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

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

          • данные о нагрузках и воздействии (результаты прямых замеров нагрузок и воздей-ствий, проведенных непосредственно на объекте, выполняемых в течение значимого времен-ного промежутка, результаты разовых замеров, данные о нагруженности участка за предше-ствующий период, восстановленные на основе расчетных моделей, прогнозные оценки нагру-женности, полученные на основе вероятностных моделей);

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

        3. По результатам анализа должны быть сделаны выводы о достаточности имеющих-ся исходных данных для проведения расчетной оценки несущей способности и ресурса или необходимости проведения дополнительных работ, направленных на восполнение недостаю-щей информации.

        4. Для восполнения недостающей информации может быть проведено дополнитель-ное обследование потенциально опасных участков. Программой работ может быть предусмо-трено проведение необходимых наблюдений и измерений, выполняемых в полевых условиях, натурных и лабораторных испытаний элементов конструкций и образцов.

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


    1. Расчетно-экспериментальные исследования, необходимые для оценки технического состояния газопроводов


      1. Составные части программы дополнительного обследования

        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 защи-щенности газопровода по ВРД 39-1.10-026-2001 [7];

          • определение фактического напряженного состояния газопровода в различных сече-ниях 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.

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


      1. Анализ коррозионной агрессивности грунта

        Анализ коррозионной агрессивности грунтов вдоль трассы газопровода должен выпол-няться на основе требований ГОСТ 9.602, ГОСТ Р 51164 и комплексных методик, предусма-тривающих многофакторный учет географических, грунтово-геологических и физико-хими-ческих показателей грунта в соответствии с 5.3.10 и 5.3.11.


      2. Электрометрические обследования, анализ состояния изоляционного покрытия

        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.

        2. Прогнозную оценку остаточного срока службы изоляционного покрытия получа-ют по результатам сопоставления значений характеристических параметров электрохимиче-ской защиты, определенных в соответствии с ГОСТ Р 51164 при проектировании электрохи-мической защиты газопроводов на начальный и конечный периоды эксплуатации газопрово-да, с фактическими значениями, определенными по результатам измерений и расчетно-ана-литического анализа полученных результатов.

        3. В общем случае к контролируемым показателям на начальный и конечный перио-ды 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.

        4. В рамках комплексного анализа эффективности противокоррозионной защиты газопровода могут быть определены с целью сопоставления с браковочными значениями сле-дующие 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.

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


      3. Оценка скорости коррозии на коррозионно-опасных участках

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

        2. Оценка скорости коррозии может быть получена с помощью датчиков и индика-торов скорости коррозии, размещенных вдоль трассы. В качестве расчетной следует при-

          нять наиболее неблагоприятную оценку скорости коррозии, полученную в процессе наблю-дений.

        3. При отсутствии прямых данных, полученных в соответствии с 6.4.1 и 6.4.2, в каче-стве расчетной оценки скорости локальной или общей коррозии могут быть приняты значе-ния скорости коррозии, определенные для грунтов с идентичным показателем коррозионной агрессивности.


      1. Дефектоскопическое обследование потенциально опасных участков приборами неразрушающего контроля

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

        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.

        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.

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

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


      2. Оценка физико-механических свойств конструкционных материалов по результатам лабораторных испытаний

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

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


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

        1. Продление срока безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных корро-зионному растрескиванию под напряжением (далее – КРН), проводят в соответствии с тре-бованиями разделов 4, 5 и положениями нормативных документов [9, 16].

        2. Срок безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных КРН, продлевают на тех межкрановых участках газопроводов, в пределах которых выполняется одно из следую-щих 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 установлен-ной 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.

        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 тре-щины, с последующим обследованием обнаруженных дефектных труб в шурфах с использо-ванием 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.

        4. Продление срока безопасной эксплуатации участков газопроводов, подвержен-ных КРН, может быть проведено по результатам ранее сделанных обследований.

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

        6. После выполнения требований 6.7.3–6.7.5 проводят комплекс расчетно-аналити-ческих работ и организационно-технических мероприятий по продлению срока безопасной эксплуатации обследованных участков газопроводов в рамках требований и основных поло-жений разделов 4 и 5.

    1. Оценка работоспособности и ресурса расчетного участка газопровода


      1. Общая характеристика расчетной процедуры

        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.

        2. Информационная и методическая основа для получения расчетных и экспертных оценок включает следующие информационные и методические материалы и результаты пред-варительного 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, зарожде-нии 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.

        3. Процедура расчетно-экспериментальной оценки работоспособности и ресурса должна включать в себя последовательное выполнение следующих действий, регламентиро-ванных 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 време-ни 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.

        1. Анализ напряженно-деформированного состояния

          1. Оценку характеристик напряженно-деформированного состояния элементов газопроводной конструкции в пределах расчетного участка выполняют на основе совокупно-сти имеющихся данных о физико-механических свойствах материалов, конструктивных осо-бенностях, 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.

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

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


        1. Структура расчетных критериев

          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 соответ-ствии с методикой [16] включены следующие типы расчетных критериев:

    • критерии прочности:

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

б) основанные на положениях линейной и упруго-пластической механики разруше-ния (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.

        1. 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.

        2. Рекомендации по применению расчетных критериев в методиках оценки работо-способности и ресурса газопроводов приведены в приложениях Г, Д, Ж, И, К.


      1. Оценка предельных (разрушающих) значений напряжений

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

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

        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 пре-дельных напряжений и (или) деформаций на основе выбранных расчетных схем и критериев.

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

        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.


      2. Оценка предельных (разрушающих) уровней дефектности

        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.

        2. Получение расчетных оценок предельных (разрушающих) характеристик дефект-ности эквивалентно определению в численной или аналитической форме зависимости между характеристиками реализуемого в пределах расчетного участка напряженно-деформирован-

          ного состояния и значениями показателей дефектности, при которых впервые происходит нарушение соответствующих критериев прочности и трещиностойкости.

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


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

        1. Оценка показателей ресурса расчетного участка состоит в расчетно-эксперимен-тальном определении наработки объекта от момента ввода в эксплуатацию или момента про-ведения соответствующих оценок до момента перехода в предельное состояние.

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

          2. Если отсчет наработки объекта ведется от момента проведения соответствую-щих оценок, то подлежит определению остаточный ресурс расчетного участка.

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

        2. Переход расчетного участка в предельное состояние оценивают на основе соот-ветствующего критерия предельного состояния.

        3. Несущая способность расчетного участка зависит уровня накопленных поврежде-ний и текущей дефектности конструкции.

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

        5. Практические рекомендации по оценке уровня накопленных повреждений, расче-та роста дефектов на основе соответствующих уравнений приведены в приложениях Г, Д, И, К.


      1. Расчетная оценка прочности и остаточного ресурса участка газопровода с дефектами

        1. Расчетную оценку прочности и остаточного ресурса участка газопровода с корро-зионными 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 Сдоп, 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 интерва-лом в несколько лет, то среднюю скорость коррозии vкор, мм/год, вычисляют по формуле


    vкор =

    image

    c2 - c1 ,

    t2 - t1


    (1)


    где c1 – глубина коррозионного повреждения при первом измерении, мм;

    c2 – глубина коррозионного повреждения при втором измерении, мм;

    t1 и t2 – продолжительность эксплуатации газопровода до проведения первого и второ-го измерения соответственно, год.

    Если имеются данные о глубине коррозионного повреждения только на момент обсле-дования, то среднюю скорость коррозии vкор, мм/год, вычисляют по формуле

    image

    v c ,

    кор t


    (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


    Tост

    cдоп cфакт

    image

    ,

    vкор


    (3)


    где сфакт – определяемая при измерении фактическая глубина коррозионного поврежде-ния, мм.

        1. Оценку работоспособности отводов, имеющих утонение стенки из-за эрозионно-го износа, проводят согласно рекомендациям Р 51-31323949-42-99 [18] во взаимосвязи с оцен-кой 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.

        2. Контролю подлежат отводы на площадках газораспределительных станций, гре-бенки и компенсаторы на подводных переходах.

        3. Оценку работоспособности труб с дефектами формы поперечного сечения выпол-няют в соответствии с инструкцией [9] и рекомендациями [19].

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


    1. Обработка результатов расчета, выдача рекомендаций


      1. Оценка показателей остаточного ресурса участка газопровода

        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.

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


      1. Обоснование продления срока эксплуатации

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

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

          2. Продолжение эксплуатации участка при условии уменьшения его нагруженно-сти 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 газо-провода в течение ограниченного срока при недопустимости его немедленного отключения по экономическим или организационным причинам.

          3. Прекращение эксплуатации с целью проведения частичного ремонта или заме-ны участка.

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

      1. Планирование очередности проведения инспекций технического состояния

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

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

        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 сох-ранение работоспособного состояния конструкции в течение заданного временного периода после инспекции.

          Примечание – Продолжительность пребывания объекта в работоспособном состоянии дол-

          жна быть достаточной для проведения восстановительных работ на газопроводе или планового измене-ния эксплуатационного режима на более безопасный режим, определенный с учетом текущего техни-ческого состояния конструкции.

        4. Для обеспечения требований 8.3.3 необходимо решение следующих дополнитель-ных 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 гарантиро-ванно обнаруживаемых дефектов и повреждений.

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


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

      1. Время проведения повторной экспертизы промышленной безопасности с целью

        продления срока эксплуатации рассчитывают исходя из значений локальной интенсивности аварий л и для заданной величины вероятности безотказной работы участка газопровода за этот период времени.

      2. Значения локальной интенсивности аварий определяют на основании статисти-ческих данных об инцидентах и отказах на газопроводах и по результатам экспертных оценок конструктивно-технологических особенностей, условий строительства, эксплуатации и теку-щего технического состояния участков газопровода.

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

      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 газопро-

        водах интенсивность аварий составляет 0,2 аварии в год на 1000 км.

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

        12

        J(i)


        л  рег kD

        pi (qij Fij )

        i 1 ⎣ j 1 ,

        Bср


        (4)


        где рег – среднестатистическая интенсивность аварий для региона прокладки газопровода;

        kD – коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности аварий от диаметра газопровода;

        Bср = 3,65 – балльная оценка для среднестатистического участка российского газопро-вода (по десятибалльной шкале);

        pi, qij – весовые коэффициенты, учитывающие относительный вклад каждого фактора внутри каждой из групп технологических и природных факторов влияния;

        Fij – балльные оценки факторов риска для обследуемого участка газопровода.

      6. Значения параметров рег, kD, pi, qij и балльных оценок факторов риска Fij в зави-

        симости от конструктивно-технологических особенностей, условий строительства и эксплуа-тации, текущего технического состояния рассматриваемого участка газопровода определяют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

      7. Вероятность P(n  возникновения одной или более аварий на обследуемом

        участке газопровода с учетом вычисленного по формуле (4) значения интенсивности аварий

        л вычисляют по формуле


        P(n 1) 1 exp( л t L /1000),

        (5)


        где L – протяженность обследуемого участка газопровода, км;

        t – время дальнейшей эксплуатации этого участка, год.

      8. Для проведения экспертной оценки отдельно взятого обследуемого участка газо-провода назначают участки, расположенные до и после компрессорной станции (КС) и нахо-дящиеся в зоне ответственности одного линейно-производственного управления (ЛПУ).

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

      1. 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, P(n   

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


        t = ln(0,9) 1000 .

        л 60


        (6)


      3. Если рассчитанное время до проведения следующей экспертизы оказывается менее 5 лет, то проводят рекомендуемые экспертной организацией мероприятия по повыше-нию эксплутационной надежности, затем определяют новые значения локальной интенсив-ности аварий на участке и назначают сроки проведения следующей экспертизы с учетом про-веденных 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 корро-зионной агрессивности.

Таблица А.1 – Балльная система оценки коррозионной агрессивности грунта


Фактор влияния

Значение фактора

Балл


Тип грунта

Известняк, известковый мергель, песчаный мергель, песок

2

Ил, илистый мергель, илистый песок с неотмучиваемой частью 75 -


0

Глина, глинистый мергель, гумусовая почва, торфяник, илис тые наносы, болотистые почвы


-2


Наличие грунтовой воды на уровне сооружения

Не имеется

0

Имеется

-1

Переменно

-2


Вид грунта

Естественно сформированный

0

Наносы

-3

Однородность грунта в зоне сооружения

Однородный

0

Неоднородный

-3


Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м

Более 100

0

100—50

-1

50—23

-2

23—10

-3

Менее 10

-4

Окончание таблицы А.1


Фактор влияния

Значение фактора

Балл


Влажность, -

Менее 20

0

Более 20

-1


Значение рН

Более 6

0

Менее 6

-1


Общая кислотность до рН = 7 (ммоль/кг)

Менее 2,5

0

2,5—5

-1

Более 5

-2


Окислительно-восстановитель-ный потенциал при рН=7

Более 400 мВ

Более 27,8 гН2

Сильно аэрирован

2

200—400 мВ

20,9—27,8 гН2

Аэрирован

0

0—200 мВ

14,0—20,9 гН2

Слабо аэрирован

-2

Менее <0

Менее 14,0 гН2

Не аэрирован

-4


Содержание карбонатов каль-ция и магния и общая щелоч-ность до рН = 4,8

Содержание карбонатов кальция и магния – более 5 -(более 50000 мг/кг), общая щелочность – более 1000 мг/кг


2

Содержание карбонатов кальция и магния 1—5 -(10000—50000 мг/кг), общая щелочность 200—1000 мг/кг


1

Содержание карбонатов кальция и магния – менее 1 -(10000 мг/кг), общая щелочность – более 200 мг/кг


0


Содержание сероводорода

Отсутствует

0

Следы (менее 0,5 мг/кг)

-2

Присутствует (более 0,5 мг/кг)

-4

Содержание углеродистых или коксовых компонентов

Отсутствуют

0

Присутствуют

4


Содержание хлор-ионов, мг/кг

Менее 100

0

Более 100

-1


Содержание сульфатов, мг/кг

Менее 200

0

200—500

-1

500—100

-2

Более 1000

-3

Таблица А.2 – Классификация грунтов по показателю коррозионной агрессивности



Сумма баллов

Оценка коррозионной агрессивности почвы

Класс грунта

>0

Некоррозионно-активна

От 0 до -4

Слабо коррозионно-активна

I

От -5 до -10

Коррозионно-активна

II

<-10

Сильно коррозионно-активна

III


А.4 Для прогноза необходимо определить минимум 10 характеристик. Если определе-ны не все характеристики, то следует указать область разброса, которую находят прибавлени-ем 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(а) 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 агрессивно-сти, оцененного на основе балльной системы, рассмотренной в приложении А. На рисун-ке Б.1(д) приведены значения защитного потенциала, определенные по результатам изме-рений.

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 обследова-

ния не были выявлены признаки, свидетельствующие о фактическом или вероятном наличии в газо-проводе дефектов, вызванных коррозионным растрескиванием, и предрасположенности к процессам коррозионного растрескивания металла труб.

Б.3 На рисунке Б.2 вертикальными столбцами показано расположение выявленных потенциально опасных участков, предрасположенных к ускоренному развитию коррозион-ных повреждений. Высота столбцов на рисунке Б.2 соответствует значению показателя кор-розионной агрессивности на данном участке. Круговыми маркерами показаны координаты выполненных ранее шурфов, а горизонтальной линией – расположение участков, подвергну-тых 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 выпол-нено 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 осто-рожных оценок скорости коррозии на данных участках.


image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

а image б image в


image

image

г image


image


image

image

image

image

image

д


image


image



image


image image image image image image image image image image image


image


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


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



image


image


image image


image image image image image image image image image image image


image


image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

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



image image


image image image image image image image image image image image


image


image

image

image

image

image

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


Б.5 В соответствии с рекомендованным алгоритмом при оценке технического состоя-ния должны быть использованы методы анализа, обеспечивающие консервативность прогно-зируемых 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 корро-зионного дефекта находится трещиноподобный концентратор;

  • при задании характеристик текущей дефектности были приняты оценки, как мини-мум в два раза превышающие максимальные размеры дефектов, выявленных в рамках выпол-ненных обследований.

Б.6 В таблицах Б.1 и Б.2 приведены характеристики прочности, пластичности и пре-дельной 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




Исходные данные о прочностных и деформационных свойствах сталей

Параметры аппроксимации по Рамбергу-Осгуду

Марка стали

Условный предел текучести, МПа

Временное сопро-тивление, МПа

Предельная деформация

, МПа

n

17Г1С

340

470

0,2

14,186

314,935


Таблица Б.2 – Характеристики трещиностойкости стали 17Г1С


Марка стали

KIC, МПа · м1/2

JIC, МДж/м2

, мм

KJC, МПа · м1/2

17Г1С

46

0,12

0,115

150


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 =  МПа, соответствующих проект-ному рабочему давлению Р = 5,5 МПа, а кривая 2 – при напряжениях  = 1,6 = 400 МПа.

Б.8 Согласно расчету дефекты, расположенные выше кривой 1, приведут к разруше-нию газопровода при напряжениях, не превышающих рабочее значение. При этом для всех

image

image

image

дефектов, образы которых расположены ниже кривой 2, разрушающие напряжения не менее чем в 1,6 раза будут больше рабочих.


image image


image image image


image

image

image

Рисунок Б.4 – Оценка остаточного ресурса участка газопровода


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 разру-шению газопровода.

Б.10 В рамках принятых исходных предположений на основе результатов выполненно-го анализа сделан вывод о том, что расчетная оценка остаточного ресурса участка газопрово-да, 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 ста-лей, необходимых для оценки прочности и ресурса газопроводов.

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

  • условный предел текучести при растяжении 0,2, МПа;

  • временное сопротивление (предел прочности) при растяжении в, МПа;

  • предельная деформация при растяжении в;

  • параметры аппроксимации диаграммы деформирования, например на основе модели

    Рамберга-Осгуда, у, МПа и n.

    В.1.3 Вторую группу составляют параметры, характеризующие трещиностойкость ста-ли. К ним относятся:

  • критический коэффициент интенсивности напряжений при плоской деформации

    КIC, МПа · м1/2;

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

  • критическое значение J-интеграла JIC, МДж/м2;

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

  • критическое раскрытие в вершине трещины IC, м;

Примечание – Критическое раскрытие в вершине трещины представляет собой характери-стику 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 зна-чения 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 нагру-жении 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-меха-нических параметров, с достаточной полнотой характеризующих прочностные, деформа-ционные 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 ква-зистатическом растяжении (испытания проводятся на продольных и поперечных образцах).

Правила подготовки образцов и методы определения механических свойств установле-ны ГОСТ 1497.

По результатам испытаний определяют:

  • условный предел текучести 0,2, МПа;

  • временное сопротивление (предел прочности) при растяжении в, МПа;

  • предельная деформация при растяжении в;

  • относительное сужение образца в шейке ;

  • максимальные напряжения при разрыве Sk, 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, СR, 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. В.2.4 Характеристики трещиностойкости JIC и IC основного металла при статическом нагружении определяют на образцах c ориентацией LС и СL (см. рисунок В.2) на образцах

типа 3 по ГОСТ 25.506.

Характеристики трещиностойкости JIC и IC металла сварного соединения при ста-тическом нагружении определяют на образцах типа 3 по ГОСТ 25.506 c ориентацией LС и над-резами, расположенными на различных расстояниях от срединной плоскости шва.

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

Испытания образцов в режиме многоциклового нагружения следует проводить в соот-ветствии с ГОСТ 25.504.

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


image


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



image


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

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.

    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 указания-ми [22].

    По результатам испытаний должны быть определены:

  • кинетические диаграммы усталостного роста трещин;

  • значения параметров, входящих в уравнения роста трещин при циклическом нагруже-нии (в наиболее простом случае – константа С и показатель степени m в уравнении Пэриса);

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

В.2.7 Испытания предварительно деформированных образцов в соответствии с реко-мендациями В.2.3–В.2.5 проводят после предварительного растяжения образцов в продоль-

ном направлении до значений полной продольной деформациии 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 фик-сированного 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 кор-розии должны быть интегрированы дифференциальные уравнения первого порядка (Г.1).


da a

v


(t),

db b

v


(t),

dc c

v


(t).


(Г.1)

image

dt кор

image

dt кор

image

dt кор


В формуле (Г.1) использованы следующие обозначения:

a, b, c – длина, глубина и ширина коррозионного дефекта, м;

v а b c

кор(t), v кор(t), vкор(t) – 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 ура-внения коррозионной стойкости, записанные относительно длительно действующих квази-статических напряжений:

 th A t t

mct .

(Г.2)


Уравнение (Г.2) связывает максимальные напряжения с параметром времени. Коэф-фициенты At, mct описывают эмпирическую зависимость циклического и (или) квазистатиче-ского процессов коррозионного растрескивания; 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 мак-

роскопической трещины или до разрушения конструктивного элемента в зависимости от величины приложенного напряжения.

Скорость роста трещин коррозионного растрескивания при квазистатическом нагру-жении определяется скоростью роста максимальной из наблюдаемых микротрещин анало-гичной зависимостью вида

C th

da C a (   )m;

dt

C th

db C b (   )m,

dt


где C a , С b , m – константы, определяемые экспериментально.

С C



Г.2 Уравнения роста усталостных трещин


При расчете роста трещин в стенке трубопровода примем следующие исходные допу-щения:

  • форма поверхностной трещины может быть аппроксимирована полуэллипсом с раз-мерами полуосей a (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 нагру-жении в отсутствие коррозионного воздействия имеют вид

da

ΔK

a K th

ma

image

Ca 2 ;

dN K

image

1 max a

KIC

m


(Г.3)

db

ΔK b K th b

image

Cb 2 ,

dN K

image

1 max b

KIC


где a, b – глубина и полудлина трещиноподобного дефекта при полуэллиптической аппро-ксимации формы; N – число циклов (блоков) нагружения; Ca, Cb – коэффициенты эмпириче-

ских уравнений Пэриса; ma, mb – показатели степени эмпирических уравнений Пэриса;

ΔKa, ΔKb – размахи коэффициентов интенсивности напряжений (КИН); Kmax f, Kmax b – мак-симальные значения КИН; Kth – пороговое значение КИН; KIC – критическое значение КИН для трещины I типа (нормального отрыва).

Следует различать два варианта расчета показателей ресурса по критерию роста уста-лостных 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 кон-структивного 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 предусма-тривает последовательное выполнение двух расчетных этапов. На первом этапе определяется наработка или календарная продолжительность времени до момента зарождения трещинопо-добного дефекта, определяемого по критериям малоцикловой или многоцикловой усталости. В ряде случаев появление макроскопического трещиноподобного дефекта может не рассма-триваться в качестве критерия предельного состояния. В этом случае выполняется второй этап анализа – расчет остаточного ресурса по критерию роста усталостных трещин. Началь-ные характеристики трещиноподобного дефекта должны быть заданы на основе дополни-тельного анализа. В качестве приближенных оценок начальных размеров могут быть исполь-зованы значения, определенные на основе данных о предельной разрешающей способности диагностических средств контроля.

Прогнозируемое значение остаточного ресурса в этом случае будет определяться сум-мой 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 нако-плением микроповреждений и последующим возникновением локальных очагов разрушения (усталостных трещин) при длительном воздействии переменных (в частном случае – цикли-ческих) напряжений.

Различают явления малоцикловой усталости и многоцикловой усталости (выносливо-сти). Малоцикловой усталостью называют явление, при котором усталостное повреждение или разрушение происходит при упруго-пластическом деформировании. При многоцикловой усталости (выносливости) указанные явления развиваются в основном при упругих напряже-ниях. Малоцикловой усталости соответствует диапазон долговечностей до N = 5 · 104 циклов – значения, принятого в качестве условной границы, разделяющей малоцикловую и многоци-кловую усталость. По деформациям в качестве приближенной границы принимают значения максимальных циклических деформаций e (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 тру-бопровода в зонах концентраторов напряжений.

Подлежат учету следующие группы нагрузок: низкочастотное изменение внутреннего давления, собственный вес трубопровода и перекачиваемого газа, вес присоединенных мас-сивных элементов (арматура, фланцы и т.д.), температурные воздействия, вибрации, сейсми-ческие, 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


Термин

Обозначение, размерность

Определение


Цикл напряжений

Совокупность последовательных значений напряжений за один период их изменения

при регулярном нагружении


image

Окончание таблицы Д.1


Термин

Обозначение, размерность

Определение

Максимальное напряжение цикла

max, МПа

Наибольшее по алгебраическому значению напряжение цикла

Минимальное напряжение цикла

min, МПа

Минимальное по алгебраическому значению напряжение цикла


Среднее напряжение цикла


m, МПа

Постоянная положительная или отрица-

тельная составляющая напряжений цикла, равная полусумме максимального и мини-мального напряжений цикла:

min max

m 2


Амплитуда напряжений


a, МПа

Наибольшее числовое положительное зна-

чение переменной составляющей цикла напряжений, равное полуразности макси-мального и минимального напряжений цикла:

min max

a 2


Размах напряжений

a, МПа

Алгебраическая разность максимального и минимального напряжений цикла

Коэффициент асимметрии

R

Отношение минимального напряжения цикла к максимальному


image

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 (дол-говечности) являются диаграммы усталостной прочности (кривые Велера) и диаграммы пре-дельных амплитуд.

Полная диаграмма усталостной прочности связывает долговечность, выраженную через число циклов N до разрушения, и амплитуду циклических напряжений a [20, 24].

Диаграмма охватывает по напряжениям диапазон от предела прочности в до предела устало-

сти R. На диаграмме усталости выделяют участки, отличающиеся друг от друга механизмом деформирования и финального разрушения.

T

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

Напряжения < 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 пре-дела 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 расчетно-го уровня (любая компонента номинальных напряжений в стенке трубопровода), удовлетво-ряет условию N 1000, то считается, что трубопровод работает в условиях повторно-статиче-ского нагружения и достаточен расчет на статическую прочность. При N > 1000 необходимо проводить расчеты на выносливость с учетом усталостных механических характеристик мате-риала, полученных по результатам соответствующих испытаний на усталостную долговеч-ность 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 растяже-ние-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


Термин

Обозначение, размерность

Определение


1 Циклическая долговеч-ность


N, циклы

Число циклов напряжений, выдержанных нагруженным объектом до образования усталостной трещины заданного размера или разрушения

2 Текущее число циклов нагружения


n, циклы

Число циклов напряжений, которое выдер-жал нагруженный образец до рассматрива-емого момента испытаний

Окончание таблицы Д.2


Термин

Обозначение, размерность

Определение


3 Относительное число циклов


n/N*


Отношение текущего числа циклов нагру-жения n к циклической долговечности объекта при данном режиме испытаний

4 Предел ограниченной выносливости


RN, МПа

Максимальная амплитуда напряжений, соответствующая заданной циклической долговечности


5 Предел выносливости при произвольном цикле


R, МПа

Максимальная амплитуда напряжений, при которых не происходит разрушения на заданной базе испытаний при напряже-ниях с коэффициентом асимметрии R


6 Предел выносливости при симметричном цикле


-1, МПа

Максимальное значение амплитуды напря-жений симметричного цикла, при котором не происходит накопление усталостных повреждений на заданной базе числа циклов


7 Диаграмма предельных напряжений


Зависимость между значениями предель-ных напряжений и значениями средних напряжений цикла для заданной долговеч-ности


8 Диаграмма предельных амплитуд цикла


Зависимость между значениями предель-ных амплитуд и значениями средних напряжений цикла для заданной долговеч-ности


В таблице Д.3 приведены некоторые коэффициенты из большой группы аналогичных по смыслу параметров, характеризующих чувствительность предела выносливости по отно-шению 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. Значе-ния характеристик сопротивления усталости могут быть получены по результатам испытаний при мягком и жестком нагружении. В первом случае результаты представляют в виде зависи-мости числа циклов до разрушения от уровня напряжений в цикле. Во втором случае – в виде зависимости числа циклов от характерной деформации цикла.

image

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


Термин

Обозначение

Определение


1 Эффективный коэффициент концентрации напряжений


K

Отношение пределов выносливости образцов без концентрации напряжений и с концентрацией напряжений при совпадении прочих характери-стик


2 Коэффициент чувствительно-сти к концентрации напряжений


q

Величина, определяемая по формуле q K 1,

1

где – коэффициент концентрации напряжений

3 Коэффициент влияния абсо-лютных размеров поперечного сечения


kd

Отношение предела выносливости гладких образ-цов заданного диаметра к пределу выносливости стандартных образцов диаметром 7...10 мм

4 Коэффициент чувствительно-сти к асимметрии цикла напря-жений


Величина, определяемая по формуле

21  0

0


image

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 асимметрич-ных циклах напряжений (диаграмм предельных напряжений или предельных амплитуд) реко-мендуется применять формулу Хейвуда


⎛  ⎞

image

1

image

m  a

1

image

m ⎟⎥,

Т T

T

(Д.1)

m m

⎛  ⎞⎛  ⎞

  2 .

image

image

a ⎟⎜ ⎟

3T ⎠⎝

T


Влияние температуры в диапазоне изменения минус 40 … 0С составляет 20 -(-1-40/-10 = 1,2). При более высоких температурах следует применять поправку, вычисля-емую по формулам

T

0

Т 293 0

image

1 1

T ,

a (Д.2)

T0 293 K ,

0 0,7 0,003BT0.

При применении данных, полученных при испытаниях на полированных образцах,

следует ввести поправку на предел выносливости -1 труб = 0,7-1полир.

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 испыта-ниях в коррозионно-агрессивных естественных или искусственных условиях. При этом следует иметь в виду, что кривые коррозионной усталости, как правило, не имеют предела выносливо-сти, либо в качестве базовой характеристики предела выносливости в коррозионной среде при-нимается 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.


image

image

Таблица Д.4 – Варианты кривых усталости



Уравнение

Параметры и коэффициенты

1

а N = C

a, C

2

= bN–a

a, b

3

= bN–a + R

a, b

4

1

a log N b

a, b

5

( R )/(B  R ) bN a

a, b

6

 R = expblog N )a

B  R

a, b

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

lg N1

L  1

image

lg N ,

L  

(Д.3)


где N–1 – число циклов нагружения, соответствующее точке перегиба усталостной кривой;

L – характерное напряжение, соответствующее разрушению металла при статической нагрузке; –1 – предел выносливости металла труб; N – предельное число циклов, соответ-ствующее максимальному напряжению , где < L. Для надземных газопроводов L = 0,2. Влияние на сопротивление усталостному разрушению технологических, конструкцион-

ных и физико-химических факторов учитывается введением эмпирических коэффициентов:



 

1 lg N

lg N

k k


k k .

(Д.4)

image

0,2

image

1 1 2 3 4

lg N1

lg N1


В формуле (Д.4) k1..., – коэффициенты, учитывающие, соответственно, степень обра-

ботки 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:

lg N = lg N 1

image

0,2   .

0,2  1 k1 k2 k3 k4

(Д.5)


При отсутствии прямых данных, полученных по результатам лабораторных испытаний конкретного материала, в качестве ориентировочного может быть принято значение, полу-

ченное на основе приближенной зависимости

рекомендуется принимать N1 = 107.

1= 0,4B . Для металла газопроводных труб

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


I

=

N

image

i  *,


(Д.6)

i1 N i


где Ni – число циклов нагружения i-й амплитуды и заданного коэффициента асимметрии, [N]i – предельное число циклов для нагружения i-й амплитуды напряжений, I – число ком-понент нагружения, – назначенная предельная мера повреждений (полагается 1).

Если в качестве базового для расчета наработок Ni выбран один год эксплуатации, то остаточный ресурс конструктивного элемента с учетом коэффициента запаса по выносливо-

сти 10 будет равен:

image

T 1 .

10

(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 экспе-риментально) на модуль упругости. При деформациях, не превышающих деформаций преде-ла 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 кусоч-

но-линейных или циклических зависимостей всех номинальных напряжений  z, z.

image

Шаг дискретизации по времени при записи результатов должен позволять корректно отслеживать экстремаль-ные (пиковые) значения этих напря-жений. По компонентам номинальных

напряжений  z, z в опасных

точках окрестности дефекта пересчи-тываются развертки в календарном времени эксплуатации или по циклам наработки (циклограммы) главных

номинальных напряжений i, j, k

Рисунок Д.1 – Циклограмма нагружения

(i > j > k) (см. рисунок Д.1).

По циклограммам главных напряжений определяются моменты наработки N1, N2,

Nl, …Nm, соответствующие достижению экстремума любым из трех главных напряжений

i j k. Для начального N0 и конечного Nm+1 моментов наработки принимаем i = j = k = 0.

Для всех моментов наработки определяются значения приведенных номинальных напряжений по формулам


(ij,1 = i,1 j,1,

(jk,1 = j,1 k,1, (Д.8)

(ik,1 = i,1 k,1, 1 = 0, ..., m+1.


Общий процесс изменения во времени приведенных номинальных напряжений ()ij, ()jk, ()ik представляет собой ряд последовательных полуциклов. В пределах каждого полуци-кла приведенное напряжение изменяется монотонно. Моменты наработки, определяющие концы полуциклов, обозначаются 0, 1, 2, …, l, …, m (номера полуциклов). Каждый полуцикл характеризуется своими минимальными и максимальными за время полуцикла алгебраиче-скими значениями (пиками нагрузки):


max

max(   );

( )ij,l =

t

i,l j,l

min

min(   );

( )ij,l =

t

i,l j,l

()max =max(  );

(Д.9)

jk,l

t j,l k,l

min

min(   );

( )jk,l =

t

j,l k,l

max

max(   );

( )ik,l =

t

k,l i,l

min

min(   ),

( )ik,l =

t

k,l i,l


и размахами (или удвоенными амплитудами) приведенных номинальных напряжений:



max min

2(a )ij,l ()ij,l

()ij,l ;

jk,l jk,l

2(a )jk,l ()max ()min;

max min

(Д.10)

2(a )ik,l ()ik,l

()ik,l ,


где l = 0, ... , m.

Размах номинальных приведенных напряжений при проверке на статическую проч-ность (s определяется следующим образом:

max


min( )min

max()ij,l

l

ij,l

max

min( )min.

()s max

max() jk,l

l

jk,l


(Д.11)

max

min( )min

max()ik,l

l

l

ik,l


Для расчета ресурса по критерию усталостного разрушения требуется коэффициент асимметрии приведенных условно упругих напряжений r*. Его определение следует выпол-

нить по записанным разверткам напряжений (

) и ( )

в следующей последовательно-


сти.

max 1 a 1

Если (

)<

и ( )<

, то коэффициент асимметрии вычисляется по формуле

max



a 


image

* *

*

r * (max ) 2(a ) .

(

max )

(Д.12)



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

Если (

)>

и ( )<

, то r* определяется по формуле (Д.12) с заменой ( )

max



a 

max

на максимальное в цикле фактическое приведенное напряжение, полученное в упруго-пла-стическом расчете. Допускается использовать формулу


image

*

r * 0,2 2(a ) .

0,2


(Д.13)


При ( )>

коэффициент асимметрии следует принять равным –1 (r* = –1).

a 



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 напря-жения. Аналогично может быть выполнен расчет и по результатам полномасштабного конеч-но-элементного моделирования локальных упруго-пластических деформаций.

При отсутствии экспериментальных или расчетных данных в расчет вводятся коэффи-

циенты концентрации приведенных условно-упругих напряжений K *. Коэффициент K * тож-

 

дественно равен коэффициенту концентрации приведенных деформаций K * являющегося функцией приведенного теоретического коэффициента концентрации напряжений (пр. Если получаемые местные напряжения и деформации находятся в пределах упругости, то

K *

= (пр [26, 27].

Приведенный теоретический коэффициент концентрации напряжений (пр опреде-ляется для опасной точки с использованием теоретических коэффициентов концентрации

напряжений , z, z. Для каждого пика напряжений 1 = 0, 1, 2, ..., m определяются

локальные упругие напряжения

, ,

L L L

,l z,l z,l

, с последующим пересчетом их на локальные

главные напряжения

L ,L ,L

(L L  L ) и приведенные локальные упругие напряже-

ния L ,L

,L

i,l j,l k,l i j k

. Коэффициент далее определяется по формуле

ij,l jk,l ik,l



() () /( ) ,

пр L

ij,l a ij,l a ij,l


(Д.14)


где

(

)

пр ij,l

ij

  • амплитуда l-го цикла приведенного локального упругого напряжения L,

    (a)ij – амплитуда номинального приведенного напряжения ij. Дальнейший расчет выполня-

    ij

    ется путем поцикловой обработки разверток L

    и 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 деформирова-ния, а в последующих циклах – циклическую диаграмму.

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


     

    )

    пр

    K * K * (2

    / K ,

    (Д.15)


    где K – коэффициент концентрации приведенных напряжений в упруго-пластической области, определяемый (при произвольном виде диаграммы деформирования) из нелинейно-

    го уравнения


    н пр н

    K   f ()2 /(K E ),

    ⎣ ⎦


    (Д.16)


    где = f() – функция, аппроксимирующая диаграмму статического (или циклического) деформирования; н – номинальные напряжения.

    В случае использования упруго-пластической модели материала без упрочнения при

    a

    расчете амплитуды цикла местных условно упругих напряжений следует принять, соответ-

    ственно:


    K = T / (a), (Д.17)



    где T – предел текучести стали; a – амплитуда приведенного номинального напряжения. При использовании степенного закона упрочнения, коэффициент концентрации K *

    определяется формулой



    image

    пр

    K * (2

    (1m) )1/(m1),


    (Д.18)



    a T

    где – приведенное номинальное напряжение, равное     для нулевого полуцикла и для последующих полуциклов.

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


    () K ( ) ;

    * *

    a ij,l a ij,l

    ( )

    *

    a jk,l

    K * (

    a )jk,l ;

    (Д.19)

    a ik,l a ik,l

    (* ) K * () , l 0, ..., m,


    где K * – определяется в каждом цикле в соответствии с вышеприведенным алгоритмом.


    Д.4.3 Учет пластических свойств материала


    max

    Для определения максимальных значений местных условных упругих напряжений ( )

    a

    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).


    image


    a

    Рисунок Д.2 – Оценка амплитудных значений местных условных упругих напряжений ()

    по диаграмме циклического деформирования



    image


    Рисунок Д.3 – Диаграмма статического деформирования в координатах – e


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

    =eE

    при e  T / E;

    m


    (Д.20)

    0

    = T(e / eT ) при e  T / E ,

    где е – деформация при статическом нагружении; T – предел текучести (пропорциональ-ности) с допуском на пластическую деформацию 0,02 -; еT – деформация предела текучести (еT = T/E); m0 – показатель упрочнения.

    При отсутствии экспериментальной диаграммы статического деформирования расчет параметров m0 и т можно осуществить по минимально допустимым нормативным характери-

    стикам трубной стали (E, 0,2, B, r) .

    Параметр упрочнения m0 следует определять по формуле

    lg Sk / 0,2

    image

    m0 0,75 ,

    (Д.21)

    lg ln

    100

    / E 0,2102

    1

    image

    100 − ψf

    0,2


    где Sk – истинное сопротивление разрушению; f – сужение образца в шейке. Величина Sk

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

    (Д.22)

    Sk  B (1 1,4f /100).

    Предел текучести (пропорциональности) T определяется по экспериментальным дан-ным или расчетом по формуле

    1/(1m )

    ⎡ ⎤ 0

     

    0,2 .

    (Д.23)

    image

    0

    T m

    2

    E 0,210

    0,2


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


    S =  E

    при

      ST / E;


    (Д.24)

    S = S

    (/

    )mk

    при

      S

    / E ,

    T T T


    где ST – циклический предел текучести (пропорциональности) с допуском на пластиче-скую деформацию 0,04 -; T – деформация циклического предела текучести; mk – показатель упрочнения при циклическом нагружении.

    Величина ST определяется экспериментально или берется равной ST = 2T. В этом слу-чае T = 2eT. Показатель упрочнения mk определяется через m0 по формуле

    k 0

    m m 2 ,

    (Д.25)

    image

    m0 A

    где А – параметр диаграмм циклического деформирования, принимаемый равным


    A 0,16  ⎜1

    1

    image

    .


    (Д.26)

    1  0,2 / B

    При  / B 0,8 допускается для построения расчетной циклической диаграммы деформирования использовать принцип Мазинга (диаграмма циклического деформирования

    получается путем удвоения величин деформаций и напряжений кривой статического дефор-мирования (см. рисунок Д.4). В этом случае Sт = 2T, mk = m0.



    image


    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 приведен-ных условных упругих напряжений допустимо выполнять двумя способами:

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

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

    a

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

    E ln 100

    * 100 


    image

    1 ;

    a

    1 r *

    1 r

    n 4N mp

    n 1  1 / B

    image

    1r*

    1r

    ⎣ ⎦

    E ln

    image

    100

    (Д.27)

    * 100 

    image

    1 ,

    a

    4n

    N mp

    1r *

    1 1 / B

    1 r

    image

    N

    1

    r*

    1 r

    ⎝ ⎠


    где E – модуль упругости, – относительное сужение,  – предел выносливости на базе 106, – предел прочности, r* – коэффициент асимметрии условных упругих напряжений, mp – характеристика материала, n – коэффициент запаса по напряжениям, nN – коэффици-

    ент запаса по долговечности. В качестве расчетного значения используется минимальное зна-чение [N] из двух решений вышеприведенной системы уравнений.

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

    t

    E tln 100

    t

    * 100  B ;

    image

    a

    n 4N )mp

    1r* n

    4N )me

    1 r

    image

    1

    r*

    1r

    E tln

    100


    image

    t t


    (Д.28)

    * 100 

    B .

    a

    m 1r * m

    image

    1 r

    (4nN

    N

    image

    p

    1r *

    4nN

    N

    e

    1r


    Здесь me – 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


    где


    k1

    m

    0,5, 300  B 700 МПа

    p

    0,5 0,0002(B 700), 700  B 1200 МПа

    1 k1B,

    0,4, 300  B 700 МПа

    0,4 0,0002(B 700), 700  B 1200 МПа


    (Д.29)

    me = 0,132 lg(B / 1)

    При f < 30 -скорректированное значение относительного сужения следует принять равным f. Если > 30 -, скорректированное значение относительного сужения следует перес-читать по формуле

    =   f . (Д.30)


    Параметр n аналогичен коэффициенту запаса по нагрузке (выбирается по СНиП),

    nN = 10 (по аналогии с трубопроводами энергетического машиностроения).

    Если процесс нагружения состоит из последовательности к блоков циклов с заданны-

    a i

    ми амплитудами ()

    продолжительностью Ni

    циклов, то расчет следует проводить по нако-

    пленному усталостному повреждению , определяемому по формуле (Д.6). Ресурс конструк-ции считается исчерпанным, если мера усталостного повреждения становится равной .

    Если нет специальных ограничений, то в общем случае полагается .

    Ресурс рассчитываемого трубопроводного элемента (в годах) равен:


    Nрес 1/   1/ kбл ,


    (Д.31)


    где kбл– число повторений за один год рассматриваемой последовательности нагружения,

    – 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

    а

    n = а /s,

    где а– разрушающие амплитуды условных местных напряжений, устанавливаемые для эксплуатационного числа циклов N = Ns 105;

    а

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

    Коэффициенты запаса прочности по долговечности определяются по формуле

    nN = N/ns,

    где N – разрушающее число циклов, устанавливаемое для эксплуатационных уровней

    s 5 s

    напряжений а = а при N 10 ; N

  • фактическое число циклов нагружения.

Численные значения коэффициентов n и n устанавливаются с учетом типа, условий эксплуатации и ответственности конструкций и машин, опыта проектирования и изготовле-

ния, точности расчетов и задания исходной информации, рассеяния характеристик нагружен-ности и механических свойств.

Для сосудов давления, трубопроводов, корпусов, листовых конструкций, применяе-

мых в энергетическом машиностроении, запасы n принимают равными 2, n – равными 10. Аналогичные значения коэффициентов запаса можно принять для элементов маги-

стральных 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 тол-щине стенки указанные выше запасы могут быть снижены соответственно до n   и n . В тех случаях, когда по расчету в соответствии с настоящей методикой не удается обес-печить требуемые значения коэффициентов запаса n и nих снижение допускается на осно-ве модельных или натурных испытаний в условиях, приближенных к штатным (по конструк-

ции, технологии изготовления и режимам нагружения).

Если испытанию при эксплуатационных нагрузках подвергаются натурные конструк-ции или полномасштабные модели, то запасы прочности n и 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,  = 345 МПа;  =  МПа; f = 69,6.

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


Sk  B (1 1,4f /100) 997МПа;

lg Sk / 0,2

image

m0 0,75

100

0,138;

1

lg ln


image

100 f

0,2 / E 0,2102


1/(1m )

⎡ ⎤ 0

=

T

0,2

image

2 m

= 305 МПа;

0

E 0,210

0,2


e = ln

100

= 1,19;

image

f

100  f


eT  T / E 0,00152.

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

SТ = 2Т = 610 МПа;

Т = 2еТ = 0,00304;


A 0,16 1

1

image

0,665;

⎜ ⎟

10,2 / B

⎝ ⎠



mk m0


2


image

m0 A


0,3437.


При использовании принципа Мазинга

mk = m0 = 0,138.


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


image image


image image


image

image

image

image

image

image

а 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 = 2105 МПа, 0,2 = 345 МПа, B = 505, 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 mp при пластической компоненте размаха деформаций по формуле


    m

    0,5, 300  B 700 МПа

    p 0,5 0,0002(  700), 700    1200 МПа

    B B


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



    где


    k1

    1 k1B,

    0,4, 300  B 700 МПа

    0,4 0,0002(  700), 700    1200 МПа

    B B


  3. При f < 30 -скорректированное значение относительного сужения следует при-нять равным f. Если f > 30 -скорректированное значение относительного сужения следу-ет пересчитать по формуле

= 15 + 0,5 f.


image image


Рисунок Е.2 – Кривые усталости без учета коррекции сужения поперечного сечения

Рисунок Е.3 – Кривые усталости с учетом коррекции сужения поперечного сечения

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

Для стали 09Г2С получаем:

mp = 0,5; k-1 = 0,4; -1 = 202 МПа; = 69,5 или 49,8 (в зависимости от наличия коррек-ции сужения сечения).

Показатель степени при упругой компоненте разрушающих деформаций определяем по формуле

me = 0,132 lg (B / -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 распределе-ния напряжений у вершины осевой сквозной трещины в цилиндрической оболочке, и эмпи-рически установленные соотношения, связывающие величину разрушающих напряжений с глубиной повреждения. Для расчета критических напряжений Sf было предложено уравнение

image

1 (d / t )

f 1

S S .

1  (d / t)(M )


(Ж.1)

⎢ ⎥


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


image

image

image

image

image

Таблица Ж.1 – Характеристики трех модификаций расчетных методов


Объект сравнения

ASME B31G

Kiefner&Vieth (RSTRENG)

Hopkins


image

S

1,1 SMYS

(SMYS+68,9), МПа

1,15 SMYS

L/(Dt)1/2

4,478

7,071

Короткие дефекты

2/3

0,85

1


M


1/ 2

0,8L2

M 1

Dt


(2)1


1/ 2

0,8L2

M 1

Dt

L/(Dt)1/2

>4,478

>7,071

Длинные дефекты

1

0,85

1

M

(3)1

Примечание – Формулы для расчета коэффициента M вынесены за пределы ячеек:

2 1/ 2

L2 L2

M 10,6275 0,003375 ⎥ ⎬ ; (Ж.2)

(Dt) (Dt)

L2 1/ 2

M 3,3 0,032 . (Ж.3)

(Dt)

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 коэффи-циента Фолиаса;

  • определении значения разрушающих напряжений S

    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 классифика-ции 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 трещи-ной произойдет при нарушении критериальных условий в некотором характерном объеме материала с характерным размером , являющимся константой материала, отражающей чув-ствительность металла к концентрации напряжений.

Значения условных упругих расчетных напряжений в окрестности фронта трещины оцениваются на основе известного решения о распределении напряжений в теле с трещи-ной нормального отрыва. По результатам сравнения полученных значений компонент условных упругих напряжений, вычисленных на расстоянии от фронта, с номинальными значениями напряжений вычисляют упругие коэффициенты концентрации напряжений

e, 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 соотно-шения.

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

image

image

i

0

1.

0f if

(Ж.4)


В формуле (Ж.4) 0, 0f – текущее и предельное (разрушающее) значения объемной деформации, i, if – текущее и предельное (разрушающее) значения интенсивности дефор-маций.

Критерий исчерпания несущей способности элемента металла представлен в следую-щем виде:

0

image

0u

i

cos

image

  1.

iu


(Ж.5)


В формуле (Ж.5) первое слагаемое отражает влияние объемности деформированного состояния на уровень предельной равномерной деформации iu, – угол подобия девиатора

деформаций, коэффициент 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 Т, коэффициента деформа-ционного упрочнения m), еще пяти параметров 0f, if, 0u, iu и , 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 полу-чили 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 механиз-мам разрушения – хрупкому и вязкому.

Наиболее известной методикой из этой группы является так называемая диаграмма

«целостность-разрушение», или диаграмма R6. Современная форма этой диаграммы предло-жена 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:


K1

2s s

n

⎛  ⎞


1.

image

image

⎜ ⎟ ⎜ ⎟

K JC

f

(Ж.6)


В формуле (Ж.6) К1, – максимальное значение коэффициента интенсивности напря-жений на фронте трещины; КJC – критическое значение коэффициента интенсивности напряжений, вычисляемое по формуле


K JC

image

EJIC ,

(12 )


(Ж.7)


JIC – критическое значение J-интеграла, n – значения номинальных деформаций в

трубе,

f (f )

– предельное значение номинальной растягивающей деформаций в трубе,

f –критические (разрушающие) напряжения, вычисляемые по формуле



  

f B

1  S (b / t) ,


(Ж.8)

image

1 − αS (b / t)M 1


– коэффициент использования материала трубы, s – параметр интерполяции (s = 2), s – форм-фактор (для поверхностных полуэллиптических трещин s = /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 диаг-ностики газопровода с параметрами: 142016,5; X70 API 5L; Pр =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.


image


Рисунок И.1 – Исходный трещиноподобный дефект


image


image

Рисунок И.2 – Профиль дефекта

Профили дефектов были определены на основе измерений, выполненных вдоль продоль-ной оси трубы с шагом Δа = 25–30 мм. В обоих случаях исходное повреждение представляло собой не единый дефект, а группу трещиноподобных дефектов, ориентированных преимуще-ственно вдоль продольной образующей трубы и расположенных в пределах цилиндрического сег-мента шириной L = 100 мм (примерно по 50 мм влево и вправо от продольной оси симметрии сег-мента). Поэтому в качестве исходных были приняты профили, получены проецированием макси-мальных 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 схематиза-ции были получены размеры расчетных дефектов аналогов, в качестве которых были приня-ты поверхностные полуэллиптические трещины длиной 2a и глубиной b. Принципы схемати-зации исходного дефекта расчетным аналогом проиллюстрированы на рисунке И.3.


image image


image

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 физи-ко-механических свойствах (ФМС) стали класса прочности X70 API 5L, полученных из раз-личных отечественных и зарубежных источников. Были выполнены две группы расчетов. Первая группа (далее обозначена P1) выполнена на основе данных, приведенных в техниче-ских условиях (ТУ) на поставку труб, соответствующих минимальным, гарантируемым заво-дом-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 дальней-шем P2, делает возможным проведение уточненного расчета несущей способности труб с тре-щиноподобными дефектами с использованием данных о реально располагаемых характери-стиках прочности и трещиностойкости.


И.1.4 Система кодировки вариантов расчета

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

№X – номер дефекта по классификации, № 6 или № 11;

AX – идентификатор способа построения расчетного дефекта-аналога A1 или А2; PX – тип данных о свойствах стали, P1 или P2.

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


Таблица И.1 – Кодировка выполненных расчетов


Код варианта расчета

Номер дефекта

Способ аппроксим. дефекта

Тип данных о ФМС

№ 6A1P1

6

A1

P1

№ 6A2P1

6

A2

P1

№ 6A1P2

6

A1

P2

№ 6A2P2

6

A2

P2

№ 11A1P1

11

A1

P1

№ 11A2P1

11

A2

P1

№ 11A1P2

11

A1

P2

№ 11A2P2

11

A2

P2

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 осно-ве следующих соотношений:

a = h1 / 2, (И.1)

b = 2(4+ ) F /(2 h1), (И.2)


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


image

a 775 387,0 мм,

2


b 2(4 3,14) 5000 9,34 мм.

3,142 775


Вариант № 6А2

Задана длина исходного дефекта в продольном направлении h1 и максимальная глуби-на h2. Размеры эквивалентного расчетного дефекта определим на основе следующих соотно-шений:

a = h1 / 2, (И.3)

b = h2. (И.4)

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

Вариант № 11A1

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

a h / 2 1710 855 мм,

image

1 2


b 2(4  )F /(2h1) 2(4 3,14) 11200 /(3,14 2

1710)

9,47 мм.


Вариант № 11A2

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

a h / 2 1710 855 мм.

image

1 2

b h2 13,5 мм.


И.2.3 Физико-механические характеристики труб

Трубы изготовлены из стали класса прочности X70 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


Исходные данные о прочностных и деформационных свойствах сталей

Параметры аппроксимации по Рамбергу-Осгуду

Марка стали, (Т,0К)

Усл. пр. тек., (МПа)

Врем. сопр., (МПа)

Пред. деф.

в

у, (МПа)

n

1 X70 API 5L (293)

500

629

0,22

477,55

19,44

2 X70 API 5L (243)

542

662

0,231

525,53

23,0

3 X70 API 5L (213)

541

698

0.217

519,44

17,79

4 X70 API 5L (мин. тр.)

482

565

0,18

4464,99

26,59


Таблица И.3 – Характеристики трещиностойкости стали стали Х70


Марка стали

Темп. исп., 0К

KIC,

МПам1/2

JIC,

МДж/м2

с, мм

KJC,

МПам1/2

1 X70 API 5L

293

68

0,40

0,410

300

-»-

243

78

0,38

0,396

300

-»-

213

84

0,32

0,300

268

И.2.4 Характеристики участка газопровода

Диаметр d = 1,42 м

Толщина стенки t = 0,0165 м

Рабочее давление Рраб = 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 харак-теристиках основного металла приведены в таблице И.5.

Таблица И.4 – Геометрические характеристики расчетных дефектов


Тип дефекта

Полудлина a, м

Глубина b, м

u = b/t

6A1

ПППТ1)

0,387

0,00934

0,566

6A2

0,387

0,01287

0,78

11A1

0,885

0,00947

0,574

11A2

0,885

0,0135

0,818

1) Полуэллиптическая продольная поверхностная трещина.


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


Исходные данные о прочностных и деформационных

свойствах стали по результатам испытаний стандартных образцов

Параметры диаграммы

деформирования по Рамбергу-Осгуду

Сталь (тип данных)

Усл. пр. текуч., (МПа)

Времен. сопр.,

(МПа)

Пред. деф. в

KIC,

МПам1/2

Коэфф. исп. мат.

у, (МПа)


n

Х70 (P1)

485

565

0,18

268

1,0

464,99

26,59

Х70 (P2)

500

629

0,22

300

1,0

477,55

19,44


И.3 Результаты расчета

На рисунках И.4 и И.5 показаны критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 142016,5 X70 API 5L с рабочим давлением Pр = 5,85 МПа, полученные, соответственно, на основе расчета несущей способности труб с использованием минимальных гарантированных и индивидуализированных показателей прочности и трещиностойкости (варианты P1 и P2) при коэффициенте запаса по разрушаю-щим напряжениям n = 1,0. Граница области критических размеров трещин показана на рисунках сплошной линией. Трещины, образы которых расположены ниже граничной кри-вой, не являются критическими, т.е. не приведут к разрушению трубопроводной конструкции

при данном уровне напряжений, действующих в трубе. Дефекты, расположенные на гранич-ной 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 постро-ено по два дефекта-аналога. Треугольными маркерами показаны дефекты-аналоги, получен-ные на основе A1-аппроксимации, ромбическими – на основе A2-аппроксимации.

На рисунке И.6 маркером 3 отмечена линия границы области критических размеров

дефектов, рассчитанная с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n = 1,5 на основе минимальных значений характеристик прочности и трещиностойкости (вариант P2). Дефекты, образы которых располагаются непосредственно на граничной кривой, разрушатся при напряжениях, превышающих действующие рабочие напряжения в n = 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).

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. Применитель-но к дефектам № 6 и № 11 вариант построения дефекта-аналога на основе A2-аппроксимации приводит к завышению расчетной глубины дефекта-аналога. Для получения заведомо нижних оценок несущей способности целесообразно применять вариант A2, в остальных слу-чаях более предпочтительным является способ построения дефекта-аналога на основе A1-ап-проксимации.


image image


image image image image image image


image

Рисунок И.4 – Критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 142016,5 X70 API 5L с рабочим давлением Pр = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб с использованием минимальных гарантированных показателей прочности и трещиностойкости (вариант P1); расчет выполнен с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n = 1,0



image image


image image image image image image


image

Рисунок И.5 – Критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 142016,5 X70 API 5L с рабочим давлением Pр = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб с использованием индивидуальных показателей прочности и трещиностойкости (вариант P2); расчет выполнен с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n = 1,0



image image


image image image image image image


image


image

image

image

image

image

image

Рисунок И.6 – Критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещин в газопроводе 142016,5 X70 API 5L с рабочим давлением Pр = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб с использованием минимальных гарантированных показателей прочности и трещиностойкости (вариант P2); расчет выполнен с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n = 1,5

(показана зеленым цветом)

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 газо-проводных конструкций при наличии в них трещин или трещиноподобных дефектов предус-матривает 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, соот-ветствующих 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 деграда-ции свойств объекта, влияющих на ресурс, положено предположение о том, что в общем слу-чае 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 нагру-женных 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 подраста-ния 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, связы-вающих максимальные напряжения (размахи напряжений) с временным параметром.

Скорость роста трещин коррозионного растрескивания при квазистатическом нагру-жении определяется скоростью роста максимальной из наблюдаемых микротрещин и также может быть приближенно оценена на основе расчетных моделей, рассмотренных в приложе-нии 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, приводя-щих к возникновению в одной или нескольких точках или сечениях трубопроводной кон-струкции компонент напряжений, величина которых зависит от временного параметра (календарного времени или наработки). В приложении Г рассмотрены кинетические уравне-ния 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 дефек-тов, 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 эксплуата-ции трубопровода, является получение прогнозных оценок кинетики дефектов, т.е. характе-ристик возможного развития дефекта в предполагаемых условиях эксплуатации.

На рисунке К.1 показаны границы областей критических (нижняя кривая) и закрити-ческих (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 приве-сти 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 абс-

цисс 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, соответ-

ствующего фактическому нарушению условия прочности. Приведенная зависимость явля-ется прогнозной, рассчитанной на основе совокупности фактических данных, доступных в

момент t1. Реальное развитие дефекта может в большей или меньшей степени отличаться от прогнозируемого.



image image


image


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



image image image


image image image image image image image image

а б

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


В соответствии с принятым механизмом принятия решений дефект должен быть приз-

нан критическим в момент времени tсr = tA, соответствующий моменту нарушения крите-риального условия (точка А на рисунке К.1).

Таким образом, располагаемый остаточный ресурс трубопроводной конструкции на

момент проведения обследования t1 составляет, согласно прогнозу, Δ t = tсr = 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 tB. Проводя линейную экстраполяцию, получаем скорректированное значение остаточного ресурса Δ t = tC = tB.

Библиография


[1] Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

[2] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-484-02

Положение о порядке продления срока безопас-ной эксплуатации технических устройств, обору-дования и сооружений на опасных производствен-ных объектах

[3] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08-204-98

Порядок уведомления и представления террито-риальным органам Госгортехнадзора информации об авариях, аварийных утечках и опасных усло-виях эксплуатации объектов магистрального тру-бопроводного транспорта газов и опасных жидко-стей


[4] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-246-98

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности


[5] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-298-99

Положение о порядке утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности

[6] Руководящий документ ОАО «Газпром»

РД-51-2-97

[7] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.10-026-2001

[8] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-606-03

Инструкция по внутритрубной инспекции трубо-проводных систем


Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов


Инструкция по визуальному и измерительному контролю

[9] Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагно-стировании магистральных газопроводов (утверждена ОАО «Газпром» 28 декабря 2006 г.)

[10] Методические рекомендации по натурным измерениям напряженного состояния магистральных газопроводов (утверждена Мингазпромом СССР 27 июня 1984 г.)


[11] Р Газпром 2-2.1-160-2007 Открытая стандартная модель данных по трубо-

проводным системам


[12] Руководящий документ ОАО «Газпром»

РД 51-4.2-003-97

Методические рекомендации по расчетам кон-структивной надежности магистральных газопро-водов

[13] Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Безопасность трубопроводного транспорта. – М.: МГФ «Знание», 2002

[14] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-006-2000*

Правила технической эксплуатации магистраль-ных газопроводов

[15] Рекомендации по контролю напряженного состояния магистральных газопроводов (утверждены Мингазпромом СССР 4 апреля 1989 г.)

[16] Методика о порядке продления срока безопасной эксплуатации магистральных газо-проводов ОАО «Газпром» (утверждена ОАО «Газпром» 18 февраля 2003 г.)


[17] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.10-023-2001

[18] Рекомендации ОАО «Газпром» Р 51-31323949-42-99

Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шупфах


Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов


[19] Рекомендации по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых МГ и трубопроводов КС (утверждены ОАО «Газпром» 24 ноября 2004 г.)

[20] Методы механических испытаний металлов и сварных соединений. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении: Методические указания. – М.: МНТК «Надежность машин», 1990


[21] Расчеты прочности элементов конструкций при малоцикловом нагружении: Методи-ческие указания.– М.: МНТК «Надежность машин», 1987

[22] Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещино-стойкости при циклическом нагружении: Методические указания. – М.: МНТК

«Надежность машин», 1993


[23] Сопротивление материалов деформированию и разрушению: Справочное пособие. – (часть 2). – Киев: Наукова Думка, 1994

[24] Гусенков А.П. Свойства диаграмм циклического деформирования при нормальных температурах // Сопротивление деформированию и разрушению при малом числе циклов нагружения. – М.: Наука, 1967


[25] Промышленные нормы атомной энергетики ПНАЭ Г-7-002-86

Нормы расчета на прочность оборудования и тру-бопроводов атомных энергетических установок

[26] Махутов Н.А. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструк-ций на прочность. – М.: Машиностроение, 1981

[27] Серенсен С.В., Шнейдерович Р.М., Гусенков А.П. и др. Прочность при малоцикловом нагружении. Основы методов расчета и испытаний. – М.: Наука, 1975


image


ОКС 23.040 75.200

Ключевые слова: методика, продление срока, безопасная эксплуатация, магистральные газопроводы, оценка технического состояния, оценка остаточного ресурса, расчетные критерии, дополнительное обследование, заключение экспертизы, промышленная безопасность


image


image image image image image


image image


Корректура Е.М. Петровой

Компьютерная верстка C.Н. Демьяновой


image

Подписано в печать 11.03.2009 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 120 экз. Уч.-изд. л. 12,0. Заказ 168.


image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.


Отпечатано в ЗАО «Издательский Дом Полиграфия»



image image


image

image

Obl_252_0.pmd


4-5


image

image

image

24.03.2009, 14:44