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

Приложение Е Примеры расчета остаточного срока службы Е.1. Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия В результате диагностирования было определено: газопровод из стальных труб наружным диаметром D = 0,219 м и толщиной стенки трубы h = 0,006 м проложен в грунте средней коррозионной активности удельным сопротивлением =12 Ом·м на глубине H = 1 м. Его переходное сопротивление, замеренное в шурфе, R = 100 Ом·м, а исходное значение, принимаемое по табл. 1, R = 5·10Ом·м. Время эксплуатации t= 30 лет. Подставляем имеющиеся значения в формулу (1): , после арифметических упрощений имеем R = 16,098 + 1,314lnR. Решаем полученное уравнение методом подбора с точностью не ниже 0,5 Ом·м. #G0Значение Rдля левой части уравнения 18,0 20,0 Соответствующее значение Rв правой части уравнения 19,89 20,03 Принимаем величину критического переходного сопротивления R= 20,0 Ом·м. Проверяем выполнение условия 2R< R: 2х20,0 < 100, условие выполняется. По формулам (3) и (2) проводим расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия: ; . Таким образом, по результатам расчета, по истечении семи лет на продиагностированном участке газопровода ожидается снижение переходного сопротивления изоляционного покрытия за допустимые пределы и должно быть принято решение о дальнейших противокоррозионных мероприятиях, в том числе с применением пассивной и активной электрохимической защиты. Е.2. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла Пример 1 (рис. Е.1). При обследовании технического состояния участка газопровода наружным диаметром 273 мм установлено: материал - Ст4 (группа А), = 332 МПа, = 384 МПа, = 435 МПа, = 480 МПа, h= 9 мм, внутреннее давление 0,005 МПа, температура в шурфе трубопровода 10°С, время эксплуатации t= 46 лет. Строим график функции по формуле (4) с интервалом точности (+10%) в виде двух кривых: и = + 0,1и три прямые: /= 0,9; /= /= 0,8 и t = t= 46 лет (рис. Е.1). Находим абсциссу точки пересечения кривой , с прямой /= 0,9, t= 63 года. Определяем точку пересечения прямой t = tи /= /, Z. Точка Z попадает в интервал точности функции , уточнения параметров функции не требуется, следовательно: t= t- t= 63 - 46 = 17 лет - остаточный срок службы по пластичности. Время эксплуатации газопровода t, лет Рис. Е.1 Пример 2 (рис. Е.2). При обследовании 2-го участка газопровода с аналогичными параметрами получены следующие данные: = 309 МПа, = 384 МПа, = 435 МПа, = 463 МПа. Строим графики аналогично примеру 1. Точка Z в этом случае оказалась за пределами интервала точности функции (в области над кривой ), следовательно, величину остаточного срока службы t определяем с использованием условно-фактического времени эксплуатации газопровода t, равного абсциссе точки пересечения кривой с прямой /= /. В этом случае t = t- t. Из графиков аналогично примеру 1 получаем: t= 76 лет, t = 55 лет, следовательно: t = t - t= 76 - 55 = 21 год - остаточный срок службы данного участка газопровода по пластичности. Время эксплуатации газопровода t, лет Рис. Е.2 Е.3. Расчет остаточного срока службы по изменению ударной вязкости Пример 1 (рис. Е.3). При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 273 мм установлено: материал - Ст 4 (группа А), = 78,4 Дж/см, = 39 Дж/см, h= 9 мм, внутреннее давление 0,005 МПа, температура в шурфе трубопровода 10°С, время эксплуатации t= 46 лет. Строим график функции по формуле (7) с интервалом точности (-10%) в виде двух кривых: и = - 0,1 и три прямые: = 30 Дж/см, = = 38 Дж/сми t = t= 46 лет (рис. Е.2). Находим абсциссу точки пересечения кривой с прямой = 30 Дж/см, t= 61 год. Определяем точку пересечения прямой t = t и = , Z. Точка Zпопадает в интервал точности функции , уточнения параметров функции не требуется, следовательно: t= t- t= 61 - 46 = 15 лет - остаточный срок службы по ударной вязкости. Время эксплуатации газопровода t, лет Рис. Е.3 Пример 2 (рис. Е.4). При обследовании 2-го участка газопровода с аналогичными параметрами получены следующие данные: = 78,4 Дж/см, = 38 Дж/см. Строим графики аналогично примеру 1. Точка Zв этом случае оказалась за пределами интервала точности функции (в области под кривой ), следовательно, величину остаточного срока службы t определяем с использованием условно-фактического времени эксплуатации газопровода t, равного абсциссе точки пересечения кривой с прямой = . В этом случае t= t - t. Из графиков аналогично примеру 1 получаем: t = 61 год, t = 47 лет, следовательно: t = t- t= 61 - 47 = 14 лет - остаточный срок службы данного участка газопровода по ударной вязкости. Е.4. Расчет остаточного срока службы газопровода при действии фронтальной коррозии При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 219 мм установлено: материал - Ст3 (группа А), = 216 МПа, = 362 МПа, h= 6 мм, внутреннее давление Р = 1,2 МПа, время эксплуатации t= 30 лет, грунт - суглинок, обнаружена общая (фронтальная) коррозия, толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта) h= 3,84 мм. Определяем по формулам (14) и (13) начальное кольцевое и фактически действующее кольцевое напряжения с учетом утонения стенки трубы: =1,2х(0,219 - 2х0,006)/(2х0,006) = 20,7 МПа; = 1,2х(0,219 - 2х0,006)/(2х0,00384) = 32,34 МПа. По формуле (15) определяем среднюю скорость коррозии V = 2,16/30 = 0,072 мм/год. Определяем по формуле (12) максимальное время "жизни" ненапряженного элемента t= (6/0,072)х(1 - 20,7/162 ) = 72,7 года. Согласно формуле (11) находим остаточный срок службы t= 72,2 ехр (-7/(8,31х293)х0,5х162х(32,34/162)) - 30 = 65,9 - 30 = 35,9 лет. Е.5. Расчет остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 219 мм установлено: материал - Ст 3 (группа А), = 216 МПа, = 362 МПа, h = 6 мм, внутреннее давление Р = 1,2 МПа, время эксплуатации t= 30 лет, грунт - суглинок, обнаружена точечная (питтинговая) коррозия, толщина стенки трубы в месте коррозионного дефекта h = 3,84 мм с размером (по верхней кромке) d = 4 мм. Определим = 0,75= 162 МПа. Определяем по формуле (19) критическую глубину дефекта h= 6 -4х(0,19х1,2 /162)= 5,8 мм. Аналогично предыдущему примеру скорость коррозии V = 0,072 мм/год. V = 0,13, V= 0,103. Согласно формуле (17) определим остаточный срок службы t= (5,8 - 2,16)/0,103 = 35,3 года.

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,...