Как определяется срок службы газопровода

Срок эксплуатации газопровода МКД

Какой срок эксплуатации газопровода на фасаде жилого многоквартирного дома?

Какими документами руководствоваться?

Ответ:

1. Срок эксплуатации газопровода на фасаде многоквартирного дома устанавливается проектом. Подробности в обосновании.
2. Перечень документов для определения срок эксплуатации газопровода на фасаде многоквартирного дома приведен в обосновании.

1. Порядок и правила, определяющие продолжительность эксплуатации стальных наружных газопроводов сетей газораспределения при проектировании устанавливаются ГОСТ Р 58094-2018 Системы газораспределительные. Сети газораспределения. Определение продолжительности эксплуатации стальных наружных газопроводов при проектировании, далее — ГОСТ Р 58094-2018 (п.1.1 ГОСТ Р 58094-2018).

Срок эксплуатации газопроводов определяется проектом с учетом исходных данных задания на проектирование и результатов инженерных изысканий (п.4.1 ГОСТ Р 58094-2018).

В свою очередь, срок эксплуатации для стальных надземных газопроводов, установленный проектом должен быть не менее 50 лет, в условиях его нормальной эксплуатации (п.7.5 ГОСТ Р 58094-2018).

Следовательно, срок эксплуатации газопроводов на фасаде многоквартирного дома (далее — МКД) устанавливается проектом в соответствии с положениями ГОСТ Р 58094-2018. При этом срок эксплуатации газопроводов назначается для нормальных условий эксплуатации не менее 50 лет.

1. Для определения срока эксплуатации газопровода на фасаде МКД рекомендуем руководствоваться следующими документами:

• ГОСТ Р 58094-2018;
• ГОСТ Р 55474-2019 Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Часть 2. Стальные газопроводы;
• ГОСТ Р 55472-2019 Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Часть 0. Общие положения;
• СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002;
• СП 42-102-2004 Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб;
• СП 131.13330.2018 «СНиП 23-01-99* Строительная климатология»;
• СП 28.13330.2017 «Защита строительных конструкций от коррозии. Актуализированная редакция СНиП 2.03.11-85».

Служба поддержки пользователей систем «Кодекс»/»Техэксперт»
Эксперт Гордынский Александр Антонович

Данная консультация бесплатно предоставлена пользователю профессиональной справочной системы «Техэксперт: Стройэксперт» в рамках стандарта обслуживания.

Настоящий материал является ответом на частный запрос и может утратить свою актуальность в связи с изменением законодательства.

Срок службы газопровода

Подборка наиболее важных документов по запросу Срок службы газопровода (нормативно–правовые акты, формы, статьи, консультации экспертов и многое другое).

• Амортизация:
• 1 и 2 амортизационная группа налог на имущество
• 10 амортизационная группа
• 210.00.13.11.111
• 220.25.11.23.140
• 271 КОСГУ
• Показать все

• Амортизация:
• 1 и 2 амортизационная группа налог на имущество
• 10 амортизационная группа
• 210.00.13.11.111
• 220.25.11.23.140
• 271 КОСГУ
• Показать все

• Основные средства:
• 001 счет
• 011 счет
• 0504031 образец заполнения
• 0504104 образец заполнения
• 1 и 2 амортизационная группа налог на имущество
• Показать все

Статьи, комментарии, ответы на вопросы

Готовое решение: По какой статье КОСГУ отражаются расходы на приобретение, установку, замену и обслуживание приборов учета коммунальных ресурсов
(КонсультантПлюс, 2024) Объясняется это тем, что установленный и введенный в эксплуатацию счетчик является самостоятельным инвентарным объектом основных средств, ведь срок его службы (в том числе гарантийный срок эксплуатации) составляет более 12 месяцев (см., например, п. п. 5.2.2, 11.2 ГОСТ Р 50601-93). При этом в целях бухгалтерского (бюджетного) учета он не включается в состав систем коммуникации здания (систем отопления, водопровода, газопровода и т.д.), хотя и относится к оборудованию этих систем (п. п. 38, 45 Инструкции N 157н);

Нормативные акты

Постановление Правительства РФ от 16.04.2012 N 323
(ред. от 17.08.2019)
«О реализации природного газа на организованных торгах и внесении изменений в акты Правительства Российской Федерации по вопросам государственного регулирования цен на газ и доступа к газотранспортной системе публичного акционерного общества «Газпром» 6. Установить, что настоящее постановление действует до даты перехода от государственного регулирования цен на газ, добываемый публичным акционерным обществом «Газпром», к государственному регулированию тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам на территории Российской Федерации.

Правовые ресурсы

• «Горячие» документы
• Кодексы и наиболее востребованные законы
• Обзоры законодательства
  • Федеральное законодательство
  • Региональное законодательство
  • Проекты правовых актов и законодательная деятельность
  • Другие обзоры
  • Календари
  • Формы документов
  • Полезные советы

  Срок эксплуатации газопровода

  

  При разработке проектов газоснабжения в пояснительную записку необходимо внести данные о сроках эксплуатации объектов системы газораспределения: Сроки эксплуатации ГРПШ, полиэтиленовых и стальных надземных и подземных газопроводах.

  Срок службы газопровода — календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

  Срок эксплуатации ГРПШ

  Сроки эксплуатации ГРПШ устанавливаются производителем газоиспользующего оборудования.

  Например «Газовик» на ГРПШ-6, 10 И 10МС устанавливает сроки:

  Средний срок службы, до списания — 15 лет

  Гарантийный срок эксплуатации — 5 лет.

  «Первая газовая компания» в паспорте на одну из установленных ГРПШ указывает срок службы — 20 лет.

  Срок эксплуатации стальных газопроводов

  ПБ 12-245-98 «Правила безопасности в газовом хозяйстве»: ( Отменён . ->

  Заменён на ПБ 12-368-00 Правила безопасности в газовом хозяйстве. Отменён . ->

  Заменён на ПБ 12-609-03 Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы. Отменён . ->

  Заменён на «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы«)

  3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых 50 лет.
  Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна включать проверку:
  герметичности газопроводов;
  состояния защитного покрытия (для стальных газопроводов);
  состояния (износ) материала труб, из которых он построен;
  качества сварных стыков.
  Обследование должно проводиться в соответствии с РД 204 РСФСР 3.3-87 «Техническое состояние подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки», утвержденным Минжилкомхозом РСФСР в 1987 г.

  В документе «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы«

  Единственный подходящий пункт:

  56. Диагностирование должно проводиться по истечении срока эксплуатации, установленного изготовителями, но не более:
  20 лет для технических устройств;
  30 лет для газопроводов.

  В Документе «Постановление Правительства РФ от 29 октября 2010 г. N 870» указано:

  76. Продолжительность эксплуатации газопроводов, технических и технологических устройств устанавливается при проектировании исходя из условия обеспечения безопасности объектов технического регулирования при прогнозируемых изменениях их характеристик и гарантий изготовителя технических и технологических устройств.
  Для установления возможности эксплуатации газопроводов, зданий и сооружений и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления после сроков, указанных в проектной документации, должно проводиться их техническое диагностирование.
  Предельные сроки дальнейшей эксплуатации объектов технического регулирования настоящего технического регламента должны устанавливаться по результатам технического диагностирования.

  Документ «РД 12-608-03 — Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения» п.4.2 ( Отменён ) сообщает нам:

  .
  Экспертиза газового оборудования, находящегося в эксплуатации, проводится по завершении срока его службы, устанавливаемого заводом-изготовителем, при отсутствии этих сведений диагностирование производится через 20 лет.

  Документ «ПБ 12-529-03 — Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» п.5.5.2( Отменён . Заменён на «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы).

  5.5.2. Диагностирование должно проводиться по истечении 40 лет для стальных наземных в обваловании, подземных, а также 50 лет для полиэтиленовых газопроводов после ввода их в эксплуатацию.
  Досрочное диагностирование газопроводов назначается в случаях аварий, вызванных коррозионными разрушениями стальных газопроводов, потерей прочности (разрывом) сварных стыков, а также в случае строительства стальных газопроводов свыше нормативного срока в грунтах высокой коррозионной агрессивности без электрохимической защиты.
  Решение о проведении работ по диагностированию или реконструкции (замене) газопровода принимается собственником газораспределительной сети.

  Документ «ПБ 12-609-03 — Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы» п.5.3.7( Отменён . Заменён на «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы):

  5.3.7. Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам.
  Диагностированию подлежат подземные газопроводы со сроком эксплуатации:
  стальные — 40 лет;
  полиэтиленовые — 50 лет.
  Газовое оборудование (технические устройства) подлежат диагностированию после срока эксплуатации, установленного изготовителем, но не более 20 лет эксплуатации.

  Сроки эксплуатации полиэтиленовых газопроводов

  Срок службы полиэтиленовых трубы согласно ГОСТ Р 50838-2009:

  Настоящее руководство касается вычисления расчетного напряжения σs, SDR трубы и толщины стенки. Минимальную длительную прочность MRS материала трубы (определенную при 20 °С на срок службы 50 лет по ИСО 9080) делят на коэффициент запаса прочности (для расчета трубопроводов) С

  Обсуждения темы «Сроки эксплуатации» на форумах

  1. http://www.proektant.org
  2. http://forum.abok.ru
  1. Срок эксплуатации подземного полиэтиленового газопровода составляет — 50 лет.
  2. Срок эксплуатации стального газопровода составляет — 40 лет.
  3. Срок эксплуатации ГРПШ — 20 лет.

  Методика определения срока службы газопровода Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

  Аннотация научной статьи по механике и машиностроению, автор научной работы — Велиюлин И.И., Городниченко В.И., Широков М.А.

  Разработана методика определения срока службы газопроводов на этапе эксплуатации, при этом были рассмотрены следующие механизмы деградации и повреждающие факторы: коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением, усталость и нарушение проектного положения газопровода . В результате анализа механизмов деградации и повреждающих факторов было показано, что основным фактором, с учетом которого следует определять срок службы газопроводов , является усталость, т.к. поврежденность от усталости в отличие от поврежденности от дефектов коррозии и стресс-коррозии, а также от повышенного уровня напряжений невозможно устранить при эксплуатации. Для оценки усталостной долговечности предложена модель, в основе которой лежит расчетная кривая усталости, коэффициенты которой определены на основе циклических испытаний образцов до разрушения, а снижение усталостной долговечности при наличии множественности повреждений (дефектов) в эксплуатируемом газопроводе корректируется поправочным коэффициентом. Для повреждающих факторов, связанных с коррозией и коррозионным растрескиванием под напряжением, предложена модель оценки срока безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному и стресс-коррозионному состояниям для назначения времени проведения технического диагностирования с целью определения его технического состояния и составления плана мероприятий по диагностическим и ремонтно-восстановительным работам. Модель оценки срока безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному состоянию учитывает коррозионное состояние газопровода-аналога и срок службы защитного покрытия. Коррозионное состояние газопровода-аналога оценивается показательным законом распределения рангов опасности коррозионных дефектов, для определения параметров которого производится статистическая обработка результатов внутритрубного технического диагностирования. В качестве примера был определен срок службы участка магистрального газопровода «Уренгой — Новопсков», наработка которого составляет 31 год. При наружном диаметре 1420 мм, толщине стенки трубы 17,5 мм и проектном давлении 7,4 МПа проектный срок службы газопровода равен 90 годам. Для этих исходных данных срок службы газопровода , вычисленный на этапе эксплуатации, равен 74 годам.

  i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

  Похожие темы научных работ по механике и машиностроению , автор научной работы — Велиюлин И.И., Городниченко В.И., Широков М.А.

  Методические рекомендации по проведению техникоэкономического предремонтного обоснования вывода в капитальный ремонт газопроводов ПАО «Газпром»

  Предремонтное обоснование вывода газопроводов в капитальный ремонт в ООО «Газпром трансгаз Саратов»

  Прогноз технического состояния газопроводов, ослабленных неглубоким коррозионным растрескиванием под напряжением

  Развитие аналитического этапа диагностирования для повышения эффективности внутритрубной диагностики магистральных газопроводов

  Анализ усталостной прочности морского трубопровода из высокопрочной стали
  i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
  i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

  PIPELINE SERVICE LIFE ASSESSMENT PROCEDURE

  The procedure of the gas pipelines service life assessment during the operational phase was developed, thus the following mechanisms of degradation and damaging factors were considered: corrosion, stress corrosion cracking, fatigue and violation of the design gas pipeline position. The analysis results of degradation mechanisms and damaging factors showed that the main factor which is determinative for the gas pipelines service life assessment is fatigue, as damage from fatigue in contrast to damage from corrosion defects and stress corrosion, as well as increased stress levels, is impossible to eliminate during operation. To assess the fatigue life, a model based on the design fatigue curve, coefficients of which are determined by cyclic testing of samples up to destruction, and decrease of fatigue life in the presence of multiple damages (defects) in the operated pipeline is corrected by the adjustment factor. For harmful factors associated with corrosion and corrosion stress cracking, a model of the gas pipeline safe operation assessment by corrosion and corrosion stress conditions for time of the technical diagnosis appointment to determine its technical condition and action plan for the diagnostic and repair works drawing up was proposed. Model of the gas pipeline safe operation assessment by corrosion conditions takes into account the corrosion state of the analogue gas pipeline and the protective coating service life . Analogue gas pipeline corrosion condition is assessed by exponential ranks distribution law of the corrosion defects danger, the parameters of which are determined by statistical treatment of in-line technical diagnostics results. As an example, the service life of the main gas pipeline «Urengoy — Novopskov» section was determined its operating time is 31 years. The design service life of the gas pipeline is 90 years at the outside diameter of 1,420 mm, wall thickness of 17.5 mm and design pressure of 7.4 MPa. For this initial data the gas pipeline service life calculated during the operational phase, is 74 years.

  Текст научной работы на тему «Методика определения срока службы газопровода»

  ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ

  И.И. Велиюлин, д.т.н., директор центра «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия); В.И. Городниченко, к.т.н., главный технолог центра «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия), e-mail: v.gorodnichenko@oeg.gazprom.ru; М.А. Широков, начальник отдела центра «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия)

  Методика определения срока службы газопровода

  Разработана методика определения срока службы газопроводов на этапе эксплуатации, при этом были рассмотрены следующие механизмы деградации и повреждающие факторы: коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением, усталость и нарушение проектного положения газопровода. В результате анализа механизмов деградации и повреждающих факторов было показано, что основным фактором, с учетом которого следует определять срок службы газопроводов, является усталость, т.к. поврежденность от усталости в отличие от поврежденности от дефектов коррозии и стресс-коррозии, а также от повышенного уровня напряжений невозможно устранить при эксплуатации. Для оценки усталостной долговечности предложена модель, в основе которой лежит расчетная кривая усталости, коэффициенты которой определены на основе циклических испытаний образцов до разрушения, а снижение усталостной долговечности при наличии множественности повреждений (дефектов) в эксплуатируемом газопроводе корректируется поправочным коэффициентом. Для повреждающих факторов, связанных с коррозией и коррозионным растрескиванием под напряжением, предложена модель оценки срока безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному и стресс-коррозионному состояниям для назначения времени проведения технического диагностирования с целью определения его технического состояния и составления плана мероприятий по диагностическим и ремонтно-восстановительным работам. Модель оценки срока безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному состоянию учитывает коррозионное состояние газопровода-аналога и срок службы защитного покрытия. Коррозионное состояние газопровода-аналога оценивается показательным законом распределения рангов опасности коррозионных дефектов, для определения параметров которого производится статистическая обработка результатов внутритрубного технического диагностирования. В качестве примера был определен срок службы участка магистрального газопровода «Уренгой — Новопсков», наработка которого составляет 31 год. При наружном диаметре 1420 мм, толщине стенки трубы 17,5 мм и проектном давлении 7,4 МПа проектный срок службы газопровода равен 90 годам. Для этих исходных данных срок службы газопровода, вычисленный на этапе эксплуатации, равен 74 годам.

  Ключевые слова: газопровод, срок службы, коррозионное состояние, внутритрубное техническое диагностирование.

  I.I. Veliyulin, Orgremdigaz Center Orgenergogaz JSC (Moscow, Russia), Doctor of Science (Engineering), Director; V.I. Gorodnichenko, Orgremdigaz Center Orgenergogaz JSC (Moscow, Russia), Candidate of Science (Engineering), Chief Technologist, e-mail: v.gorodnichenko@oeg.gazprom.ru; M.A. Shirokov, Orgremdigaz Center Orgenergogaz JSC (Moscow, Russia), Department Head

  Pipeline service life assessment procedure

  The procedure of the gas pipelines service life assessment during the operational phase was developed, thus the following mechanisms of degradation and damaging factors were considered: corrosion, stress corrosion cracking, fatigue and violation of the design gas pipeline position. The analysis results of degradation mechanisms and damaging factors showed that the main factor which is determinative for the gas pipelines service life assessment is fatigue, as damage from fatigue in contrast to damage from corrosion defects and stress corrosion, as well as increased stress levels, is impossible to eliminate during operation. To assess the fatigue life, a model based on the design fatigue curve, coefficients of which are determined by cyclic testing of samples up to destruction, and decrease of fatigue life in the presence of multiple damages (defects) in the operated pipeline is corrected by the adjustment factor. For harmful factors associated with corrosion and corrosion stress cracking, a model of the gas pipeline safe operation assessment by corrosion and corrosion stress conditions for time of the technical diagnosis appointment to determine its technical condition and action plan for the diagnostic and repair works drawing up was proposed. Model of the gas pipeline safe operation assessment by corrosion conditions takes into account the corrosion state of the analogue gas pipeline and the protective coating service life. Analogue gas pipeline corrosion condition is assessed by exponential ranks distribution law of the corrosion defects

  PIPELINES OPERATION AND REPAIR

  danger, the parameters of which are determined by statistical treatment of in-line technical diagnostics results. As an example, the service life of the main gas pipeline «Urengoy — Novopskov» section was determined its operating time is 31 years. The design service life of the gas pipeline is 90 years at the outside diameter of 1,420 mm, wall thickness of 17.5 mm and design pressure of 7.4 MPa. For this initial data the gas pipeline service life calculated during the operational phase, is 74 years.

  Keywords: gas pipeline, service life, corrosion state, in-line technical diagnostics.

  В соответствии с требованиями положения [1] для газопроводов, являющихся опасными производственными объектами, устанавливается срок службы, в течение которого эксплуатация газопроводов осуществляется в соответствии с требованиями промышленной безопасности, приведенными в Федеральном законе [2]. По достижении газопроводом установленного срока службы дальнейшая его эксплуатация без продления срока безопасной эксплуатации экспертной организацией не допускается. То есть для каждого газопровода в обязательном порядке должна быть определена базовая временная точка, с которой, в соответствии с федеральными требованиями, должна проводиться экспертиза промышленной безопасности по продлению срока службы, если целесообразна дальнейшая эксплуатация этого газопровода. В настоящее время срок службы газопровода устанавливается на этапе проектирования и указывается в проектной документации. В ПАО «Газпром» срок службы газопровода на этапе проектирования может быть определен по стандартам [3-4]. За последнее время, в частности, по стандарту [4] были определены и внесены в проектную документацию сроки службы следующих газопроводов: «Бованенково -Ухта», «Ухта — Торжок», СЕГ, «Якутия — Владивосток» («Сила Сибири») и др. Если на этапе проектирования не был установлен срок службы газопровода, то он в соответствии с положением [1] может быть установлен экспертной организацией после соответствующих расчетных обоснований по согласованной с Ростехнадзором методике с учетом результатов анализа проектной

  документации и условий эксплуатации газопровода.

  В СООТВЕТСТВИИ СО СТАНДАРТОМ [3], ДЛЯ ГАЗОПРОВОДОВ ХАРАКТЕРНЫМИ ПОВРЕЖДАЮЩИМИ ФАКТОРАМИ И МЕХАНИЗМАМИ ДЕГРАДАЦИИ ЯВЛЯЮТСЯ:

  • коррозионные процессы,связанные с выраженной потерей материала, типа общей и локальной поверхностной коррозии труб, а также с явлениями меж-кристаллитной и транскристаллитной коррозии;

  •коррозионно-механические процессы, прежде всего коррозионное растрескивание под напряжением;

  • накопление усталостных повреждений, образование и развитие трещин в наиболее нагруженных элементах газопровода под действием повторно-переменных нагрузок;

  • нарушение проектного положения газопровода, вызванное различными причинами.

  Так как безотказность газопровода обеспечивается выполнением требований технической документации, регламентирующей вопросы эксплуатации, и проведением технического обслуживания, технического диагностирования и ремонта по техническому состоянию, то при определении срока службы его необходимо рассматривать как обслуживаемый и диагностируемый, восстанавливаемый и ремонтируемый объект. Следовательно, повреждающий фактор, связанный с нарушением проектного положения газопровода, при определении срока службы можно не рассматривать, так как эти нарушения обнаруживаются при техническом диа-

  гностировании и осмотрах газопровода и устраняются при плановых, внеплановых и аварийно-восстановительных работах. В то же время для повреждающих факторов, связанных с коррозией и коррозионным растрескиванием под напряжением, уже на этапе проектирования необходимо выполнить оценку срока безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному и стресс-коррозионному состояниям для назначения времени проведения технического диагностирования с целью определения его технического состояния и составления плана мероприятий по ремонтно-восстановительным работам.

  Для определения срока безопасной эксплуатации по коррозионному состоянию может быть использована модель, учитывающая коррозионное состояние газопровода-аналога и срок службы защитного покрытия. В аналитическом виде срок безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному состоянию Т£°гэ может быть записан в следующем виде:

  где тог — интервал времени (количество лет), в течение которого на газопроводе ранг опасности Rcor (отношение относительной глубины коррозионного дефекта к относительной глубине коррозионного дефекта, при которой, по расчетам, происходит разрыв трубы при проектном давлении) хотя бы одного коррозионного дефекта достигнет величины 0,5 лет;

  тзп — срок службы защитного покрытия газопровода, определяемый по стандарту [5], лет.

  Ссылка для цитирования (for references):

  Велиюлин И.И., Городниченко В.И., Широков М.А. Методика определения срока службы газопровода // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 106-111. Vel.iyul.in I.I., Gorodnichenko V.I., Shirokov M.A. Pipeline service life assessment procedure (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 8. P. 106-111.

  TERRITORIJA NEFTEGAS — OIL AND GAS TERRITORY No. 8 august 2015

  ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ

  Для определения тсог необходимо определить коррозионное состояние газопровода-аналога. Коррозионное состояние газопровода-аналога оценивается показательным законом распределения рангов опасности коррозионных дефектов, для описания которого производится статистическая обработка результатов внутритруб-ного технического диагностирования (ВТД). В качестве газопровода-аналога в соответствии со стандартом [4] для газопровода, проектируемого в зоне существующего газотранспортного коридора, следует рассматривать газопроводы, проложенные в этом коридоре, а для газопровода, проектируемого вне существующих газотранспортных коридоров, используются данные ВТД газопровода, расположенного в зоне с аналогичными природно-климатическими условиями. С учетом отличий в конструкционных параметрах и напряжениях проектируемого газопровода и газопровода-аналога интервал времени тсог может быть определен по формуле

  где т0 25 — число обнаруженных коррозионных дефектов с рангом опасности, большим или равным 0,25; усог — параметр показательного закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов. Параметр усог , характеризующий распределение рангов опасности коррозионных дефектов по показательному закону, в соответствии со стандартом [4] определяется по формуле

  = 0,15 УС0′ 1ПК,25/т0.4] ,

  где т0 25, т04 — число обнаруженных при ВТД коррозионных дефектов с рангом опасности, большим или равным 0,25 и 0,40 соответственно. Скорость изменения параметра показательного закона распределения ранга опасности коррозионных дефектов Vcor для газопровода-аналога может быть определена по формуле

  где Rcor — ранг опасности коррозионного дефекта, равный 0,5; псог — прогнозируемое количество коррозионных дефектов на газопроводе-аналоге;

  — наружный диаметр трубы газопровода-аналога, мм;

  йп„ — наружный диаметр трубы проектируемого газопровода, мм; Vcor — скорость изменения параметра закона распределения ранга опасности коррозионных дефектов на газопроводе-аналоге, 1/год;

  8э — толщина стенки трубы линейного участка газопровода-аналога, мм; 8п — толщина стенки трубы проектируемого газопровода, мм; опкц — кольцевые напряжения в проектируемом газопроводе, МПа; аЦц — кольцевые напряжения в газопроводе-аналоге, МПа. Прогнозируемое количество коррозионных дефектов на газопроводе-аналоге псог в соответствии со стандартом [4] определяется по формуле

  cor т _тср’ 1ВТД зп

  где ycor — параметр закона распределения ранга опасности коррозионных дефектов;

  тВДТ — время эксплуатации газопровода до проведения ВТД, лет; т?п — срок службы защитного покрытия газопровода-аналога, лет. Для определения времени проведения технического диагностирования газопровода с момента пуска в эксплуатацию t необходимо также определить по аналогичной методике срок безопасной эксплуатации по стресс-коррозионному состоянию. Тогда время эксплуатации газопровода до проведения ВТД может быть определено из следующего выражения:

  где Тсбэ — срок безопасной эксплуатации по коррозионному состоянию, лет; 13а — срок безопасной эксплуатации по стресс-коррозионному состоянию, лет; к, — коэффициент безопасности (1,5 « кь « 2,0), который зависит прежде всего от суммарного годового времени,

  в течение которого можно выполнять ремонтные работы на газопроводе. До истечения времени проведения технического диагностирования газопровода эксплуатирующей организации следует провести ВТД газопровода с целью оценки и прогнозирования технического состояния, определения видов и объемов необходимых ремонт-но-восстановительных мероприятий и времени проведения повторного технического диагностирования и затем выполнить комплекс работ по ремонту и повторному обследованию газопровода. Выполнение эксплуатирующей организацией этого комплекса работ позволяет поддерживать газопровод в работоспособном состоянии и предотвращать аварии. В течение срока службы газопровода комплекс работ по его обследованию и ремонту может быть выполнен неоднократно с периодичностью, зависящей от наработки до отказа, величина которой определяется по результатам ВТД с учетом объема выполненных ремонтных работ [6] или для газопроводов, не удовлетворяющих требованиям контролепригодности по ВТД, — по результатам экспертной оценки частоты отказов, составленной на основе анализа данных комплексного технического диагностирования [6]. Следовательно, при определении срока службы газопровода на этапе эксплуатации его деградацию, связанную с коррозией и стресс-коррозией, можно, как и повреждающий фактор, связанный с нарушением проектного положения, не рассматривать, поскольку ее последствия устраняются в процессе ремонтных работ [7-9]. Если же мы будем рассматривать деградацию газопровода по причине коррозии и стресс-коррозии, определяя срок службы как сумму двух величин — наработки и наработки до отказа, то тогда на газопроводе, на котором была авария, следует принимать срок службы равным наработке на момент аварии. В противном случае возникает логическое противоречие в модели определения срока службы по наработке до отказа. В результате мы получим газопроводы, срок службы которых будет значительно меньше наработки, несмотря на то что они работают

  на проектных режимах и находятся в работоспособном состоянии. Таким образом, с учетом контролепригодности и ремонтопригодности газопровода в основу методики определения его срока службы на этапе проектирования Тспс может быть положена модель, описывающая повре-жденность газопровода от переменных нагрузок (накопление усталостных повреждений).

  где dп — усталостная поврежденность газопровода при предельном состоянии, равная единице; d — усталостная поврежденность газопровода за год эксплуатации; ку — коэффициент запаса, учитывающий рассеивание долговечности, влияние агрессивности среды, остаточных напряжений и других факторов, равный 15. Усталостная поврежденность газопровода за год эксплуатации d может быть определена по формуле

  где Ьу,ту — параметры, описывающие расчетную кривую усталости (полученную на образцах с коэффициентом концентрации напряжений, равным 3), значения которых равны соответственно 10,85 и 3;

  а — эквивалентные напряжения отнуле-вого цикла, определяемые по формуле, приведенной в стандарте [5]. Правомочность применения этого подхода подтверждают сведения о ремонтах газопровода. Так, газопровод с проектным давлением 1,7 МПа, состоящий из труб диаметром 219 мм и толщиной стенки 7 мм, при строительстве которого использовалась сварка токами высокой частоты, был полностью переуложен после 30 лет эксплуатации из-за многочисленных усталостных трещин, причиной образования которых стали поры и неметаллические включения. Предложенный подход к определению срока службы газопровода на этапе проектирования может быть использован для определения срока службы эксплуатируемого газопровода. Для этого необходимо модель расчета срока службы газопровода на этапе проектирования скорректировать таким образом, чтобы она учитывала наработку газопровода и снижение усталостной долговечности при наличии множественности повреждений (дефектов) в эксплуатируемом газопроводе. Множественность повреждений снижает усталостную долговечность газопровода по следующим причинам: • из-за возможного взаимодействия дефектов, приводящего к повышению уровня локальных напряжений (при оценке статической прочности газо-

  Похожие публикации:

  1. Как сделать регулятор оборотов кулера 12в своими руками
  2. Керхер для уборки дома какой лучше
  3. Чем приклеить резину к стеклу автомобиля
  4. Что дешевле пнд или полипропилен