Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов*1 рд 12-411-01

Параметры для расчета фактических механических свойств металла по пластичности #G0Параметры Величина для стали Группа А Группа Б 0,4779 0,56251 b 0,0046703 0,005922 c 0,222073 0,237626 e 0,019853 0,019036 0,00000783 -0,00000787 b 0,000325 0,000365 c -0,0000105 -0,0000121 Примечание. Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных. Значения коэффициентов k и k для расчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, вычисляются по формулам: при изменении данных по температуре (5) при изменении данных по давлению (6) где , °C и , МПа - разность среднегодовой температуры грунта Т на уровне заложения газопровода и действующего давления Р от базовых значений (20°С и 1,2 МПа): =Т - 20°С; = Р - 1,2; , b, с - параметры, учитывающие влияние изменения температуры на пластичность, принимаются по табл. 3. Определение остаточного срока службы, представленное на рис. Е.1 и Е.2 приложения Е, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции , формула (4), с интервалом точности (+10%) в виде двух кривых: и - верхней границы 10%-ного интервала точности кривой в координатах "/- время" и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: /=0,9 и /=/. Значения и получены по данным шурфового контроля согласно п. 5.5 в ходе диагностирования. Примеры расчета остаточного срока службы по изменению пластичности металла приведены в приложении Е. 6.5. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла. Снижение трещиностойкости (ударной вязкости) металла труб в результате старения, т. е. зависимость ударной вязкости от времени эксплуатации газопровода можно представить в виде (7) где , , , t, , - параметры, отражающие процесс старения относительно исходного значения ударной вязкости , приведены в табл. 4. Исходное значение ударной вязкости выбирается по данным базового шурфа или по табл. 2. При эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, расчетные значения ударной вязкости изменяются на величину поправочных коэффициентов Ки К, которые определяются по формулам: при отличии температуры Т от базовой (Т20°С) К= (nТ + т+ иt)(8) и при отличии давления от базового Р 1,2 МПа (для СУГ -1,6 МПа) К= -0,08867t, (9) где n, т, и - параметры, учитывающие влияние изменения температуры на ударную вязкость (приведены в табл. 4). И тогда = + К + К, (10) где - фактическая величина ударной вязкости материала в точке замера, Дж/см. Определение остаточного срока службы, представленное на рис. Е.3 и Е.4 приложения Е, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции , формула (7), с интервалом точности (-10%) в виде двух кривых: , формула (7), и - нижней границы 10%-ного интервала точности кривой в координатах "ударная вязкость - время" и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: = 30 Дж/см; = . Значение получено по данным шурфового контроля согласно п. 6.5 в ходе диагностирования. Пусть t - абсцисса точки пересечения кривой с прямой = 30 Дж/см. Определяем точку пересечения прямых t = t и = . В случае, когда указанная точка попадает в интервал точности функции по формуле (7) или в область над кривой , разность t- tдает искомую величину остаточного срока службы t= t- t. Если же полученная точка окажется за пределами интервала точности (в области под кривой ), следует уточнить параметры табл. 4, используемых в функции формулы (7) или вместо tиспользовать для расчета условно-фактическое время эксплуатации газопровода t, равное абсциссе точки пересечения кривой с прямой = . В этом случае t = t - t. Таблица 4 Параметры, необходимые для определения ударной вязкости #G0Параметр Группа А Группа Б -0,002932 -0,0046572 0,0127966 0,0423572 t -0,020738 -0,0623067 1,025088 0,9989 0,0001435 0,001612 0,0000000056 0,0000000053 п 0,015 -0,015 и 0,0121 0,0057 т -0,9 -1 Примечание. Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных. Пример расчета остаточного срока службы по изменению ударной вязкости металла приведен в приложении Е. 6.6. Расчет остаточного срока службы газопровода по величине НДС при действии фронтальной (общей) коррозии металла. Остаточный срок службы tс учетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид (11) где t- максимальное время до разрушения ненапряженного элемента конструкции (газопровода) в годах, определяемое по формуле (12) - фактически действующие кольцевые напряжения, МПа, с учетом утонения стенки трубы при сплошной коррозии вычисляются по формуле (13) (здесь D - наружный диаметр газопровода, мм); - начальное кольцевое напряжение, МПа, определяемое по формуле (14) (здесь h- толщина стенки трубы в начале эксплуатации, мм); V - средняя скорость коррозии, мм/год, определяемая по формуле (15) (здесь h - толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта), мм); - допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа; К - константа рабочей среды, МПа, определяемая по формуле (16) (здесь V - мольный объем стали, равный 7,0 см/моль; R - универсальная газовая постоянная, равная 8,31 Дж/(моль·К); Т - температура Т (К), при 20°С = 293 К). Пример расчета остаточного срока службы при действии фронтальной коррозии приведен в приложении Е. 6.7. Расчет остаточного срока службы газопровода при наличии язвенной (питтинговой) коррозии металла. Повреждения труб в виде коррозионных язв (питтингов) приводят к неравномерному распределению напряжений в стенке газопровода, увеличивая их в местах наиболее глубоких повреждений. Остаточный срок службы с учетом язвенной (питтинговой) коррозии и действующих напряжений определяется по формуле (17) где - критическая глубина дефекта при действующем уровне напряжений, мм; h - глубина дефекта в зоне максимальных повреждений, мм; - скорость коррозии, вычисляемая по формуле (15) и скорости роста дефекта в плоскости трубы = . (18) (19) где - наибольший размер коррозионной язвы по верхней кромке, мм; = 0,75. Пример расчета остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии приведен в приложении Е.

Похожие:

	«Инструкция по диагностированию технического состояния подземных... «Промышленная безопасность в газовом хозяйстве». Сборник вкл.: Фз №69 от 31. 03. 1999, Правила охраны газораспред. Сетей, рд 03-444-02,...		Техническое задание Проведение экспертизы промышленной безопасности, включая диагностирование технического состояния подземных стальных газопроводов,...
	Техническое задание на выполнение работ по техническому диагностированию... Из-94 «Инструкция по диагностированию технического состояния резервуаров установок сжиженного газа, рд 03-421-01.«Методические указания...		Техническое задание к открытому запросу предложений №8579 Наименование,... Приложение №1: «Техническое задание на проведение диагностирования технического состояния и экспертизы промышленной безопасности...
	Инструкция по охране труда для слесаря по эксплуатации и ремонту... К самостоятельной работе слесарем по эксплуатации и ремонту подземных газопроводов и сооружений допускаются лица, не имеющие медицинских...		Техническое задание на открытый запрос предложения по выбору подрядной... Выполнение работ и предоставление заключения экспертизы промышленной безопасности о техническом состоянии газопроводов и газового...
	Техническое задание на техническое диагностирование и экспертизу... Техническое диагностирование и экспертиза промышленной безопасности подземных стальных газопроводов		Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных... Российской Федерации, Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли, регламентирующие деятельность...
	Р. 1 Метод измерений поляризационных потенциалов на подземных стальных трубопроводах		Определение технического состояния влэп 110 кв с возможностью прогнозирования... Состояния влэп 110 кВ на основе нечеткой логики. Предложено использование программной среды Scilab для определения показателя технического...
	Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии рд 153-39. 4-091-01 Все организации, выполняющие работы по проектированию, строительству, реконструкции, эксплуатации и ремонту стальных трубопроводов,...		Инструкции по ревизии технического состояния и отбраковке оборудования «Инструкция по ревизии технического состояния и отбраковке оборудования» содержит следующие разделы
	Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных... Руководящий документ, регулирующий деятельность надзора в нефтяной и газовой промышленности		Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических Требования настоящей Инструкции распространяются на проведение комплексного технического освидетельствования вертикальных цилиндрических...
	Руководство пользователя модуль «пожарные гидранты» Целью разработки асу тп «Мониторинг технического состояния пожарных гидрантов» (далее – асу тп) является повышение эффективности...		Инструкция по учету наличия, состояния, ремонта, технического обслуживания,... Утвердить и ввести в действие с 1 июля 2007 г прилагаемую Инструкцию по учету наличия, состояния, ремонта, технического обслуживания,...