КР по Дианостике вар.1. Методы диагностирования газопроводов 5 2 Расчет остаточного срока службы магистрального газопровода
 Скачать 39.91 Kb.
|
|
Оглавление
Введение Одной из важнейших задач диагностики является определение (прогнозирование) остаточного ресурса. Газопровод - часть газораспределительной системы, состоящая из трубопровода для транспортировки природного или сжиженных углеводородных газов, за исключением сооружений и устройств, установленных на нем. Предельное состояние газопровода - состояние газопровода, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима и восстановление его работоспособного состояния невозможно исходя из требований промышленной безопасности либо его дальнейшая эксплуатация и восстановление его работоспособного состояния нецелесообразны исходя из экономических критериев. Срок службы газопровода - календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние. Остаточный срок службы газопровода - расчетная календарная продолжительность эксплуатации газопровода от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние. Напряженно-деформированное состояние (НДС) газопровода - состояние, при котором в металле труб газопровода возникают внутренние напряжения, вызванные воздействием внешних и внутренних нагрузок и воздействий. Дефектный (аномальный) участок газопровода - несоответствие участка газопровода установленным нормам, в том числе участок, имеющий коррозионные повреждения, изменение толщины стенки трубы или испытывающий местное повышенное напряжение стенки трубы. 1 Методы диагностирования газопроводов Техническое диагностирование газопровода (диагностирование) - определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния. Техническое состояние газопровода - соответствие одному из видов технического состояния в данный момент времени (исправен, неисправен, работоспособен, неработоспособен), определяемое по сравнению истинных значений параметров газопровода с установленными нормативно-технической документацией. Базовый шурф - место на участке газопровода, которое предположительно будет находиться в наиболее тяжелых условиях эксплуатации. В зависимости от срока службы газопровода предусмотрены следующие виды диагностирования: плановое и внеочередное. Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного срока службы газопровода. Внеочередное диагностирование проводится в случаях: перевода газопровода на более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого перевода. Конкретные места базовых шурфов следует определять: для вновь сооружаемых подземных газопроводов - в соответствии со СНиП; для действующих газопроводов при проведении планового или внеочередного диагностирования. Для вводов газопроводов протяженностью до 200 м предусматривать базовые шурфы не требуется. Плановое и внеочередное диагностирование производятся в два этапа бесшурфовое и шурфовое. Плановое диагностирование газопровода ведется последовательно: анализ технической документации; разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта; диагностирование в базовом шурфе; разработка программы шурфового диагностирования; диагностирование; определение технического состояния; расчет остаточного срока службы, выдача заключения. При анализе технической документации прослеживаются динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режимы работы устройств ЭХЗ, характер повреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации. Результаты анализа обобщаются и оформляются актом. Диагностирование без вскрытия грунта. Программа диагностирования составляется по результатам анализа документации и включает: выбор технических средств; проверку на герметичность в соответствии с ПБ 12-368-00, проверку эффективности работы ЭХЗ; состояния изоляции, выявление участков газопровода с аномалиями металла труб, и участки повышенных напряжений газопровода, определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов. При необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов. Шурфовое диагностирование. Если на действующем газопроводе отсутствует базовый шурф, его место выбирается на участке наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции с учетом ПБ 12-368-00. Срок службы в этом случае принимается по результатам обследования в шурфе, в котором установлен минимальный срок службы трубопровода. Программа шурфового диагностирования включает: измерение поляризационного и (или) суммарного потенциала; определение толщины и свойств изоляционного покрытия (переходное сопротивление, адгезия); определение состояния металла трубы (коррозионные повреждения, вмятины); контроль геометрических размеров трубы (наружный диаметр, толщина стенки); определение вида и размеров дефектов в сварных швах (монтажных и заводских); определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов; определение фактических значений временного сопротивления (вр), предела текучести ( т), при толщине стенки 5 мм и более - ударной вязкости* KCU ( нф) металла, параметров НДС в кольцевом направлении. По результатам шурфового диагностирования производится расчет остаточного срока службы газопровода по критериям предельного состояния. Критериями предельного состояния изоляции являются сплошность, сквозные повреждения и значение переходного сопротивления (в шурфе). Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает учет: типа, материала изоляции, внешнего вида, характера повреждения покрытия (бугристость, наличие трещин); адгезию; величину переходного сопротивления. Одновременно определяется удельное сопротивление грунта в месте расположения шурфа. Величина переходного сопротивления R определяется по методу «мокрого контакта». Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование на основе оценки технического состояния. Остаточный срок службы газопроводов устанавливается эксплуатационной организацией, но не более 20 лет. При наличии коррозии срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода. За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из параметров: пластичности металла труб; ударной вязкости металла; НДС при наличии фронтальной коррозии; локальному НДС в местах коррозионных язв (питтингов). 2 Расчет остаточного срока службы магистрального газопровода 2.1 Оценка остаточного ресурса по состоянию изоляционного покрытия В результате диагностирования было определено: Газопровод из стальных труб наружным диаметром D = 0,108 м и толщиной стенки трубы h = 0,004 м проложен в грунте средней коррозионной активности удельным сопротивлением ρг = 10 Ом × м на глубине Н = 0,6 м. Его переходное сопротивление, замеренное в шурфе, R ф = 70 Ом × м2, а исходное значение, принимаемое по таблице 1, Rо = 5·104 Ом × м2. Время эксплуатации t ф = 30 лет. Таблица 1 – Переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода
Критическое (предельное) переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения, Ом·м2:  где ρг– удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м; D – наружный диаметр трубопровода, м; H – глубина от поверхности земли до верхней образующей трубопровода, м; h – толщина стенки трубы, м.  После арифметических преобразований имеем: R к = 6,966 + 0,54 lnR к . Решаем полученное уравнение методом подбора с точностью не ниже 0,5 Ом × м2.
Принимаем величину критического переходного сопротивления R к = 8 Ом × м2. Проверяем выполнение условия 2 R к < R ф → 2·8 < 70, условие выполняется. По формулам проводим расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия:   Таким образом, по результатам расчета, по истечении 9,3 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. 2.2 Расчет остаточного срока службы газопровода по величине НДС при действии фронтальной (общей) коррозии металла Определяем по формулам начальное кольцевое и фактически действующее кольцевое напряжения с учетом утонения стенки трубы, МПа:     Определяем среднюю скорость коррозии, мм/год,   Определяем максимальное время «жизни» ненапряженного элемента, лет:   Согласно формуле находим остаточный срок службы, лет:  где Кп - константа рабочей среды, МПа-1, определяемая по формуле:  где V - мольный объем стали, равный 7,0 см3/моль; R - универсальная газовая постоянная, равная 8,31 Дж/(моль · К); Т - температура Тф(К), при 20 °С = 293 К.   Вывод: трубопровод не пригоден к эксплуатации, так как срок службы его истек. 2.3 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, лет:  где h деф - критическая глубина дефекта при действующем уровне напряжений, мм; h тр - глубина дефекта в зоне максимальных повреждений, мм; V к1 - скорость коррозии, вычисляемая по формуле и скорости роста дефекта в плоскости трубы V д = di / t ф .  где V к - средняя скорость коррозии, мм/год, определяемая по формуле:  где hT - толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта), мм; σкцр - допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа;  к – коэффициент запаса прочности, (СП 36. 13330. 2012);  где di- наибольший размер коррозионной язвы по верхней кромке, мм;  ,где σт - предел текучести для заданной марки стали 13Г1СБ-У, МПа; σт = 380 МПа. Определяем допускаемое максимальное напряжение для стали 13Г1СБ-У:  Определяем критическую глубину дефекта, мм:  Аналогично предыдущему примеру средняя скорость коррозии V к = 0,0067 мм/год. V к1 - скорость коррозии, вычисляемая по формуле и скорости роста дефекта в плоскости трубы Vд = di / t ф = 3 / 15=0,2 мм/год.   Заключение В работе проведен расчет остаточного срока службы газопровода по трем параметрам: по состоянию изоляционного покрытия; по величине НДС при действии фронтальной (общей) коррозии металла; по локальному НДС в местах коррозионных язв (питтингов). За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из параметров. Таким образом, остаточный срок службы газопровода принимается наименьшим из рассчитанных по определяющим параметрам, т.е.:  Следовательно, трубопровод не пригоден к эксплуатации. Список использованных источников Богданов, Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования. М.: Высшая школа, 2006. – 279 с. Шагарова, А. А.Основы технической диагностики объектов химического и нефтегазового комплексов: учебное пособие / А. А. Шагарова, П. С. Васильев; ВолгГТУ. – Волгоград, 2020. – 64 с. Шумайлов, А.С., Гумеров А.Г., Молдованов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1992. – 250 с. РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов»; введен 15.09.2001. Михалев, М. Ф. Расчет и конструирование машин и аппаратов химических производств. Примеры и задачи / М. Ф. Михалев [и др.]; под ред. М. Ф. Михалева. – Л.: Машиностроение,1984. – 301 с. |