ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Методические указания

к выполнению домашнего задания

по дисциплине «Основы технической диагностики»

для специальности 200503

«Стандартизация и сертификация»

очной и заочной форм обучения

Омск 2011 г.

РАСЧЕТ ОСТАТОЧНОГО СРОКА СЛУЖБЫ ГАЗОПРОВОДА

(в соответствии с РД 12-411-01)

1. Определение остаточного ресурса изоляции

1.1. Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению R_ф в сравнении с критическим (предельным) R_к значением конечного переходного сопротивления труба-грунт.

Критическое (предельное) переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения

, (1)

где г —	удельное электрическое сопротивление грунта, Омм;
D —	наружный диаметр трубопровода, м;
Н —	глубина от поверхности земли до верхней образующей трубопровода, м;
h —	толщина стенки трубы, м.

Решать уравнение следует методом подбора значения R_к, обеспечивающего равенство левой и правой частей уравнения с точностью 0,5.

Если фактическое значение переходного сопротивления меньше критического (R_ф < R_к), делается вывод о полной деградации изоляционного покрытия на данном участке газопровода.

Если 2R_к  R_ф  R_к, то покрытие находится на пределе защитных свойств. Если R_ф > 2R_к и имеется только пассивная защита газопровода, то рассчитывается остаточный срок службы изоляционного покрытия.

1.2. Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по переходному сопротивлению (t_ост, год) проводится по формуле

, (2)

где  — постоянная времени старения (год^1), рассчитываемая по формуле

, (3)

где R0 —	переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода. Берется реально измеренное R0 значение для данного участка, либо принимается по табл. 1;
tф —	фактическое время эксплуатации газопровода до начала диагностирования, год.

Таблица 1

Переходное сопротивление изоляционного покрытия R₀

Основа покрытия	Переходное сопротивление, Омм2
Битумные мастики	5104
Полимерные рулонные материалы	105
Полиэтилен экструдированный	3105
Сгеклоэмаль	103

Пример расчета 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 _г =12 Омм на глубине Н = 1 м. Его переходное сопротивление, замеренное в шурфе, R_ф = 100 Омм², а исходное значение, принимаемое по табл. 1, R₀ = 510⁴ Омм². Время эксплуатации t_ф = 30 лет. Подставляем имеющиеся значения в формулу (1):

,

после арифметических упрощений имеем

.

Решаем полученное уравнение методом подбора с точностью не ниже 0,5 Омм².

Значение Rк для левой части уравнения	18,0	20,0
Соответствующее значение Rк в правой части уравнения	19,89	20,03

Принимаем величину критического переходного сопротивления R_к =20,0 Омм².

Проверяем выполнение условия 2R_к < R_ф:220,0 < 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.

2. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла

Определение физико-механических свойств металла приведено для условий: температура 20 °С, избыточное давление для природного газа - 1,2 МПа, для паров, содержащих сероуглерод - 1,6 МПа. Другие условия эксплуатации газопровода учитываются применением соответствующих поправочных коэффициентов k₁, k₂, K₃, K₄ в формулах (4), (10).

Исходные механические характеристики металла труб в начале эксплуатации (_т0, _в0, а_н0) принимаются по исполнительной документации на газопровод (данные базового шурфа или сертификата качества) и, как исключение, при отсутствии их — по минимальным значениям механических характеристик стальных труб, приведенным в табл. 2, в которой для упрощения расчетов марки сталей всех степеней раскисления объединены в две группы по близости механических свойств.

Таблица 2

Минимальные значения механических характеристик стальных труб

(средние по маркам стали)

Группа	Марка стали	Минимальные нормативные механические характеристики
		Предел текучести т0, МПа	Временное сопротивление в0, МПа	Ударная вязкость ан0 (KCU), Дж/см2
А	Ст3, Ст4 ГОСТ 380, сталь 20 ГОСТ 1050	216	362	78,4
Б	Ст2 ГОСТ 380, сталь 10 ГОСТ 1050	196	314	78,4

При длительной эксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металла труб, в том числе: снижение пластичности, выраженной в сближении величин предела текучести _т и временного сопротивления _в; снижение ударной вязкости а_н (KCU).

Допустимые значения перечисленных критериев, приведенных к температуре 20 °С, для труб из малоуглеродистой стали должны быть в пределах: _тф / _вф  0,9; а_нф (KCU)_20C  30 Дж/см².

Предельно допустимые значения фактических кольцевых напряжений (_кцф) в стенке газопровода должны быть не более 0,75 _т.

Снижение пластичности металла труб в результате старения, т. е. зависимость основных механических характеристик (_в, _т) от времени эксплуатации газопровода, можно представить в виде функции, значения которой определяются по формуле

, (4)

где , b, c, e —	параметры, отражающие процесс старения, значения которых приведены в табл. 3;
k1 и k2 —	поправочные коэффициенты условий эксплуатации.

Значения коэффициентов k₁ и k₂ 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 Т, °С и Р, МПа	— разность среднегодовой температуры грунта Тф на уровне заложения газопровода и действующего давления Рф от базовых значений (20 °С и 1,2 МПа): Т = Тф - 20°С; Р = Рф - 1,2;
т, bт, ст -	параметры, учитывающие влияние изменения температуры на пластичность, принимаются по табл. 3.

Таблица 3

Параметры для расчета фактических механических

свойств металла по пластичности

Параметры	Величина для стали
	Группа А	Группа Б
	0,4779	0,56251
b	0,0046703	0,005922
с	0,222073	0,237626
е	0,019853	0,019036
т	0,00000783	0,00000787
bт	0,000325	0,000365
ст	-0,0000105	-0,0000121

Определение остаточного срока службы, представленное на рис. 1 и 2, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции , формула (4), с интервалом точности (+10 %) в виде двух кривых:  и ₁ — верхней границы 10%-ного интервала точности кривой  в координатах «_т/_в — время» и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: _т/_в = 0,9 и _т/_в = _тф/_вф. Значения _тф и _вф получены по данным шурфового контроля в ходе диагностирования.

Пример расчета остаточного срока службы газопровода

по изменению пластичности металла

При обследовании технического состояния участка газопровода наружным диаметром 273 мм установлено: материал Ст4 (группа А), _то = 332 МПа, _тф = 384 МПа, _во = 435 МПа, _вф = 480 МПа, h₀ = 9 мм, внутреннее давление 5,0 МПа, температура в шурфе трубопровода 10 °С, время эксплуатации t_ф = 46 лет.

Строим график функции  по формуле (4) с интервалом точности (+10 %) в виде двух кривых:  и ₁ =  + 0,1 и три прямые: _т/_в = 0,9; _т/_в = _тф/_вф = 0,8 и t = t_ф = 46 лет (рис. 1).

Находим абсциссу точки пересечения кривой ₁, с прямой _т/_в = 0,9, t_кр = 63 года. Определяем точку пересечения прямой t = t_ф и _т/_в = _тф/_вф, Z_ф. Точка Z_ф попадает в интервал точности функции , уточнения параметров функции  не требуется, следовательно: t_ост = t_кр - t_ф = 63 — 46 = 17 лет — остаточный срок службы по пластичности.

Время эксплуатации газопровода t, лет

Рис.1. Остаточный ресурс газопровода по изменению пластичности

При обследовании 2-го участка газопровода с аналогичными параметрами получены следующие данные: _то = 309 МПа, _тф = 384 МПа, _во = 435 МПа, _вф = 463 МПа.

Строим графики аналогично предыдущему примеру.

Точка Z_ф в этом случае оказалась за пределами интервала точности функции  (в области над кривой ₁), следовательно, величину остаточного срока службы t_ост определяем с использованием условно-фактического времени эксплуатации газопровода t_уф, равного абсциссе точки пересечения кривой ₁ с прямой _т/_в = _тф/_вф. В этом случае t_ост = t_кр - t_уф.

Из графиков аналогично примеру 1 получаем: t_кр = 76 лет, t_уф = 55 лет, следовательно: t_ост = t_кр - t_уф = 76 - 55 = 21 год — остаточный срок службы данного участка газопровода по пластичности.

Время эксплуатации газопровода t, лет

Рис.2. Остаточный ресурс газопровода по изменению пластичности с учётом условно-фактического времени эксплуатации