Анализ остаточного срока службы газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Исходные данные

2. Определение остаточного ресурса изоляции

2.1 Методика расчета

2.2 Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия

3. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла

3.1 Методика расчета

3.2 Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла

4. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла

4.1 Методика расчета

4.2 Расчет срока службы по изменению ударной вязкости

5. Расчет остаточного срока службы газопровода при действии фронтальной (общей) коррозии металла

5.1 Методика расчета

5.2 Расчет остаточного срока службы при действии фронтальной коррозии

6. Расчет остаточного срока службы газопровода при наличии язвенной (питтинговой) коррозии металла

6.1 Методика расчета

6.2 Расчет остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии

Заключение



1. Исходные данные

Обозначение: - диаметр, толщина стенки трубы; Н- глубина заложения трубы; -рабочая температура; t- время эксплуатации; -отношение фактических напряжений в результате эксплуатации; - среднее удельное сопротивление в месте повреждения изоляции; -усредненная глубина фронтальной коррозии; -глубина язвенной коррозии в зоне действия фронтальной коррозии.

Вар.		Н,м	Изоляция		t, год
15	273*12	1,5	Полиэтил. эстрагир.	15	35	0,75	40	3	5,9



2. Определение остаточного ресурса изоляции

2.1 Методика расчета

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

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

где - 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 Rк , обеспечивающего равенство левой и правой частей уравнений с точностью 0,5.

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

Если 2 Rк ? Rф ? Rк, то покрытие находится на пределе защитных свойств.

Если Rф > 2Rк и имеется только пассивная защита газопровода, то рассчитывается остаточный срок службы изоляционного покрытия.

Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по переходному сопротивлению (tост, год) проводится по формуле:

,

где б - постоянная времени старения (), рассчитываемая по формуле:

,

где - переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода (принимается по табл. 1.). Берется реально измеренное значение для данного участка. Для полиэтилена экструдированного: = 3·105 Ом·м2.

2.2 Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия

В результате диагностирования было определено: газопровод из стальных труб наружным диаметром D = 0,273 м и толщиной стенки трубы h = 0,012 м проложен в грунте средней коррозионной активности с удельным сопротивлением = 40 Ом·м на глубине Н = 1,5 м. Его переходное сопротивление, замеренное в шурфе, Rф = 150 Ом·м2, а исходное значение, принимаемое по табл. 1, R0 = 300000 Ом·м2. Время эксплуатации tф = 35 лет. Подставляем имеющиеся значения в формулу (1):

.

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

Значение Rк для левой части уравнения	92
Соответствующие значение Rк в правой части уравнения	91,86

Принимаем величину критического переходного сопротивления Rк = 91,86 Ом·м2.

Проверяем выполнение условия Rф > 2Rк, 150 > 2·91,86 > условие не выполняется покрытие находится на пределе защитных свойств.

По формулам (3) и (2) проводим расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия:

лет

Таким образом, по результатам расчета, -1,86 лет назад на продиагностированном участке газопровода снизилось переходного сопротивления изоляционного покрытия за допустимые пределы, и должно было быть принято решение о дальнейших противокоррозионных мероприятиях, в том числе с применением пассивной и активной электрохимической защиты.



3. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла

3.1 Методика расчета

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 и в формулах (4), (10).

Исходные механические характеристики металла труб в начале эксплуатации (??т0, ??в0, aи0) 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 aи0 (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 aи (KCU).

Допустимые значения перечисленных критериев, приведенных к температуре 20?С, для труб из малоуглеродистой стали должны быть в пределах ??тф/ ??вф ? 0,9; aиф (KCU)20?с ? 30 Дж/см2.

Предельно допустимые значения фактических кольцевых напряжений (??киф) 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, значение которой определяются по формуле:

,

где a, b, c, e - параметры, отражающие процесс старения, значения которых приведены в таблице 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:

,

при изменении данных по давлению:

,

где ?Т, ?С и ?Р - 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;

aт, bт, cт - 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
a	0,4779	0,56251
b	0,0046703	0,005922
c	0,222073	0,237626
e	0,019853	0,019036
a1	0,00000783	0,00000787
b1	0,000325	0,000365
c1	-0,0000105	-0,0000121

Определение остаточного срока службы, представленное на рис.1 и 2, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции ш, формула (4), с интервалом точности (+10 %) в виде двух кривых: ш и ш1 - верхней границы 10 % - ного интервала точности кривой ш 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 получены по данным шурфового контроля в ходе диагностирования.

3.2 Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла

При обследовании технического состояния участка газопровода наружным диаметром 273 мм установлено: материал Ст4 (группа А), ??т0 = 216 МПа, ??в0 = 362 МПа, h0 = 12 мм, внутреннее давление 5,0 МПа, температура в шурфе трубопровода 15 ?С, время эксплуатации tф = 35 лет.

Строим график функции ш по формуле (4) с интервалом точности (+10 %) в виде двух кривых: ш и ш1 = ш + 0,1ш и три прямые: ??т/??в = 0,9; ??т/??в = ??тф/??вф = 0,75 и t = tф = 35 лет (рис.1).

Находим абсциссу точки пересечения кривой ш1, с прямой ??т/??в = 0,9, tкр = 50 лет. Определяем точку пересечения прямой t = tф и ??т/??в = ??тф/??вф, Zф. Точка Zф попадает в интервал точности функции ш, уточнения параметров функции ш не требуется, следовательно: tост = tкр - tф = 50-35=15 лет - остаточный срок службы по пластичности.

Рис.1 - Остаточный ресурс газопровода по изменению пластичности



4. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла

4.1 Методика расчета

Снижение трещиностойкости (ударной вязкости) металла труб в результате старения, т.е. зависимость ударной вязкости ан от времени эксплуатации газопровода можно представить в виде:

где л, в, м - параметры, отражающие процесс старения г, з относительно исходного значения ударной вязкости ан0, приведены в табл. 4.

Таблица 4 Параметры, необходимые для определения ударной вязкости

Параметр	Группа А	Группа Б
г	-0,002932ан0	-0,0046572 ан0
з	0,0127966ан0	0,0423572 ан0
м	1,025088ан0	0,9989 ан0
л	0,0001435ан0	0,001612 ан0
в	0,0000000056ан0	0,0000000053 ан0
nт	0,015	01,015
uт	0,0121	0,0057
mт	-0,9	-1

Исходное значение ударной вязкости ан0 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 K3 и K4, которые определяются по формулам:

при отличии температуры Тф от базовой (Тф ? 20 ?С)

и при отличии давления от базового Р ? 1,2 МПа (для сероуглерода - 1,6 МПа)

,

где nт, mт - параметры, учитывающие влияние изменения

uт - температуры на ударную вязкость (приведены в табл.4).

И тогда: служба изоляционный газопровод дефект

,

где апф - фактическая величина ударной вязкости материала в точке замера,

Дж/см2.

Определение остаточного срока службы. Представленное на рис. 2, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции ан формула (7), с интервалом точности (-10%) в виде двух кривых: ан, формула (7), и а1 - нижней границы 10%-ного интервала точности кривой ан в координатах «ударная вязкость - время» и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: ан =30 Дж/см2; ан = апф. Значение апф получено по данным шурфового контроля в ходе диагностирования.

Пусть tкр - абсцисса точки пересечения кривой а1 с прямой ан = 30 Дж/см2. Определяем точку пересечения прямых t = tф и ан = апф. В случае, когда указанная точка попадает в интервал точности функции по формуле (7) или в область над кривой ан, разность tкр - tф дает искомую величину остаточного срока службы tост = tкр - tф. Если же полученная точка окажется за пределами интервала точности ( в области под кривой а1), следует уточнить параметры табл.4, используемых в функции формулы (7) или вместо tф использовать для расчета условно-фактическое время эксплуатации газопровода tуф, равное абсцисс точки пересечения кривой а1 с прямой ан = апф. В этом случае tост = tкр - tуф.

4.2 Расчет срока службы по изменению ударной вязкости

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 273 мм установлено: материал - Ст4 (группа А), ан0 = 78,4 Дж/см2, апф = 67,86 Дж/см2, h0 = 12 мм, внутреннее давление 5,0 МПа, температура в шурфе трубопровода 15 ?С, время эксплуатации tф = 35 лет.

Строим график функции ан по формуле (7) с интервалом точности (-10%) в виде двух кривых: ан и а1 = ан - 0,1ан и три прямые: ан = 30 Дж/см2, ан = апф =67,86 Дж/см2 и t = tф = 35 лет (рис.2).

Находим абсциссу точки пересечения кривой а1 с прямой ан = 30 Дж/см2, tкр = 66 лет. Определяем точку пересечения прямой t = tф и ан = апф, Zф. Точка Zф попадает в интервал точности функции ан, уточнения параметров функции ан не требуется, следовательно: tост = tкр - tф = 66 - 35 =31 год - остаточный срок службы по ударной вязкости.

Рис.2 - Остаточный ресурс газопровода по изменению ударной вязкости



5. Расчет остаточного срока службы газопровода при действии фронтальной (общей) коррозии металла

5.1 Методика расчета

Остаточный срок службы tост с учетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид:

,

где ??max = 0,75??т;

t0 - максимальное время до разрушения ненапряженного элемента конструкции (газопровода) в годах, определяемое по формуле:

,

где ??max - фактически действующие кольцевые напряжения, МПа, с учетом уточнения стенки трубы при сплошной коррозии вычисляются по формуле:

где D -наружный диаметр газопровода, мм;

??кц0 - начальное кольцевое напряжение, МПа, определяемое по формуле:



где h0 - толщина стенки трубы в начале эксплуатации, мм;

Vк - средняя скорость коррозии, мм/год, определяемая по формуле:

где hт - толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта), мм;

??кцр - допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа;

Kн - 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 - фактическая температура при эксплуатации Тф (К).

5.2 Расчет остаточного срока службы при действии фронтальной коррозии

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 273 мм установлено: материал - Ст4 (группа А), ??т = 216 МПа, ??в = 362 МПа, h0 = 12 мм, внутреннее давление Р = 5 МПа, время эксплуатации tф = 35 лет, грунт - суглинок, обнаружена общая (фронтальная) коррозия, толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта) hт = 6,1 мм (h0 - dф.яз).

Определяем по формулам (14) и (13) начальное кольцевое и фактически действующие кольцевое напряжение с учетом утонения стенки трубы:

??кц0 = 5 ? (0,273-2?0,012) / (2?0,012) = 51,88 МПа;

??кцф = 5 ? (0,273-2?0,012) / (2?0,0061) = 102,05 МПа.

??max = 0,75??т = 162 МПа.

По формуле (15) определяем среднюю скорость коррозии:

мм/год.

Определяем по формуле (12) максимальное время «жизни» ненапряженного элемента:

t0 = (0,012/0,17) ? (1-51,88 / 162) = 48,39 года.

Согласно формуле (11) находим остаточный срок службы:

tост = 48,39?exp (-7/(8,31 ? 288) ? 0,5 ?162?(102,05/162)0,5?162) - 35 = 5,10 лет.



6. Расчет остаточного срока службы газопровода при наличии язвенной (питтинговой) коррозии металла

6.1 Методика расчета

Повреждение труб в виде коррозионных язв (питтингов) приводят к неравномерному распределению напряжений в стенки газопровода, увеличивая их в местах наиболее глубоких повреждений.

Остаточный срок службы с учетом язвенной (питтинговой) коррозии и действующих напряжений определяется по формуле:

где hдеф - критическая глубина дефекта при действующем уровне напряжений, мм;

hтр - глубина дефекта в зоне максимальных повреждений, мм;

Vкор - скорость коррозии, вычисляемая по формуле (15) и скорости роста дефекта в плоскости трубы:

;

,

где di - наибольший размер коррозионной язвы по верхней кромке, мм; ??max = 0,75??т .



6.2 Расчет остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 273 мм установлено: материал - Ст4 (группа А), ??т = 216 МПа, , ??в = 362 МПа, h0 = 12 мм, внутреннее давление Рф = 5 МПа, время эксплуатации tф = 35 лет, грунт - суглинок, обнаружена точечная (питтинговая) коррозия, толщина стенки трубы в зоне коррозионного дефекта hт = 6,1 мм с размером (по верхней кромке) di = 48 мм.

Определим ??max = 0,75??т = 162 МПа.

Определяем по формуле (20) критическую глубину дефекта:

мм.

Аналогично предыдущему примеру скорость коррозии (15):

мм/год.

Скорости роста дефекта в плоскости трубы (18):

мм/год.

Скорость коррозии:

мм/год.

Согласно формуле (17) определим остаточный срок службы:



года.



Заключение

За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из параметров: пластичности металла труб; ударной вязкости металла; напряженно-деформированному состоянию в местах коррозионных язв (питтингов).

При ремонте или замене (вырезке) пораженного язвенной или фронтальной коррозией участка расчет остаточного срока службы металла труб для этого участка не производится, а определение остаточного срока службы производится по другим параметрам.

Результаты расчета остаточного срока службы газопровода достоверны при рабочем давлении газа, создающем напряжение в стенки трубы не более 0,3 ??в.

Пораженный язвенной коррозией участок необходимо заменить не позднее чем через два года.

Минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по остальным параметрам составляет - -1,87 лет и этим параметрам является пластичность металла труб газопровода.

Таким образом, остаточный срок службы газопровода истек 1,87 года назад.

Размещено на Allbest.ru

...