ОТКРЫТОЕАКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество сограниченной ответственностью

«Научно-исследовательскийинститут природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Общество сограниченной ответственностью «Газпром экспо»

СТАНДАРТОРГАНИЗАЦИИ

МЕТОДИКА ПРОДЛЕНИЯСРОКА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

СТО Газпром2-3.5-252-2008

Дата введения - 2009-04-15

Предисловие

Содержание

Введение

Настоящийстандарт разработан с целью реализации требований, установленных Федеральнымзаконом от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ«О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1]и «Положением о порядке продления срока безопасной эксплуатации техническихустройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах»,утвержденным постановлением Госгортехнадзора от 9 июля 2002 г. (РД03-484-02) [2],регламентирующих правила эксплуатации потенциально опасных объектов ОАО«Газпром».

Встандарте приведено описание экспертных и расчетно-экспериментальных методов иалгоритмов, применяемых при оценке ресурса магистральных газопроводов на этапеэксплуатации. Последовательность изложения материала в основной частисоответствует общей последовательности действий, выполняемых экспертами приоценке несущей способности и ресурса магистральных газопроводов. В приложениявынесены материалы с изложением конкретных расчетно-экспериментальных методов,методик и алгоритмов подготовки данных, оценки текущего и прогнозируемоготехнического состояния и продления срока безопасной эксплуатации линейных частеймагистральных газопроводов.

Воснову подходов и алгоритмов, приведенных в методике, положена комплекснаяпроцедура обработки расчетно-экспериментальных данных, результатов диагностикитехнического состояния, сведений о нагрузках и воздействиях на трубопровод запредшествующий и прогнозируемый периоды эксплуатации, данных о характерныхотказах и повреждениях, а также результатов лабораторных и натурных испытанийобразцов и элементов трубопроводов.

Настоящийстандарт разработан с учетом опыта научно-исследовательских и практическихработ на действующих магистральных газопроводах, проведенных ООО «ВНИИГАЗ» идругими дочерними обществами и организациями, эксплуатирующими и обслуживающимимагистральные газопроводы в рамках работ по диагностике, оценке техническогосостояния и продлению срока безопасной эксплуатации.

Настоящий стандарт разработан Обществом сограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природныхгазов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» (В.В. Харионовский, С.В. Нефедов, И.Н.Курганова, В.М. Силкин, В.М. Ковех, М.Ю. Панов, В.М. Ботов, Е.Н. Овсянников) сучастием Управления по транспортировке газа и газового конденсата Департаментапо транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»(В.В. Салюков, Е.М. Вышемирский, А.В. Шипилов).

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает порядокпроведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации магистральныхгазопроводов ОАО «Газпром».

1.2 Действие настоящего стандарта распространяетсяна объекты линейной части магистральных газопроводов.

1.3 Положения настоящего стандарта предназначены дляиспользования дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром»,эксплуатирующими и обслуживающими магистральные газопроводы, а также стороннимиорганизациями при проведении работ, связанных с оценкой технического состоянияи проведением экспертизы промышленной безопасности линейных частеймагистральных газопроводов, выполняемых по договору с ОАО «Газпром».

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативныессылки на следующие стандарты:

ГОСТ9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооруженияподземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ25.101-83 Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайныхпроцессов нагружения элементов машин и конструкций и статистическогопредставления результатов

ГОСТ25.502-79 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методымеханических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость

ГОСТ25.504-82 Расчеты и испытания на прочность. Методы расчета характеристиксопротивления усталости

ГОСТ25.506-85 Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытанийметаллов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) пристатическом нагружении

ГОСТ27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ27.310-95 Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичностиотказов. Основные положения

ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84)Металлы. Методы испытаний на растяжение

ГОСТ5272-68 Коррозия металлов. Термины

ГОСТ9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатнойи повышенных температурах

ГОСТ12248-96 Грунты. Методы лабораторного определения характеристик прочности идеформируемости

ГОСТ15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины иопределения

ГОСТ20276-99 Грунты. Методы полевого определения характеристик прочности идеформируемости

ГОСТР 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защитеот коррозии

ГОСТР 52330-2005 Контроль неразрушающий. Контроль напряженно-деформированногосостояния объектов промышленности итранспорта. Общие требования

СТО Газпром 2-3.5-034-2005 Типовая инструкциявыполнения работ по пропуску очистных устройств и средств внутритрубнойдефектоскопии с использованием временных узлов пуска и приема

СТОГазпром 2-2.4-083-2006 Инструкция по неразрушающим методам контролякачества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых имагистральных газопроводов

СТОГазпром 2-2.3-095-2007 Методические указания по диагностическомуобследованию линейной части магистральных газопроводов

СТОГазпром 2-2.3-112-2007 Методические указания по оценке работоспособностиучастков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами

СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 Методическиеуказания по проведению анализа риска для опасных производственных объектовгазотранспортных предприятий ОАО «Газпром»

СТОРД Газпром 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностикилинейной части магистральных газопроводов

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверитьдействие ссылочных стандартов по соответствующему указателю, составленному на 1января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущемгоду. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящимстандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Еслиссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка нанего, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины всоответствии с ГОСТ 5272,ГОСТ15467, ГОСТ27.002, СТОГазпром 2-2.4-083, СТОГазпром 2-2.3-095-2007, нормативными документами РД 03-484-02 [2], РД08-204-98 [3],ПБ 03-246-98[4],РД03-298-99 [5]а также следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

3.1 жизненный цикл объекта: Последовательностьсоздания, функционирования и ликвидации объекта, включающая стадиипроектирования, строительства, эксплуатации (с учетом техническогообслуживания), продления ресурса, консервации (хранения) и ликвидации посленаступления предельного состояния.

3.2 линейная часть магистрального газопровода(газопровод, ЛЧМГ): Часть магистрального газопровода (от места выхода спромысла подготовленного к дальнему транспорту газа) с ответвлениями илупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственныепрепятствия, газораспределительными станциями, узлами подключения компрессорныхстанций, узлами замера расхода газа, пунктами редуцирования газа, узлами пускаи приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для вводаметанола.

3.3 нагруженность: Совокупность количественныххарактеристик разнородных процессов и явлений, определяющихнапряженно-деформированное состояние в пределах рассматриваемого участкагазопровода.

3.4 остаточный ресурс (срок службы) газопровода:Наработка (календарная продолжительность эксплуатации) газопровода от моментаинициации процедуры оценки и продления ресурса до перехода в предельное состояние.

3.5 потенциально опасный участок: Элемент ЛЧМГ,который в силу своих конструктивных особенностей, природных условийэксплуатации или близости по отношению к внешним техногенным воздействиямподвержен проявлению критических отказов с ожидаемой частотой потока отказов,существенно большей среднего значения по всему рассматриваемому газопроводу.

Примечание - Допускается расширительное толкование понятия потенциально опасногоучастка, при котором к таковым относят еще и участки с вероятными тяжкими последствиямиаварий, возникающими вследствие близости участка кисточникам техногенных воздействий или к объектам с повышенной транспортной,промышленной или строительной активностью.

3.6предельное состояние газопровода:Состояние, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода невозможна илинецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния недопустимоили нецелесообразно.

3.7 разрушение: Событие,заключающееся в деформировании, изменении геометрических размеров конструкцийили отдельных элементов технологической системы (с возможным разделением их начасти) в результате силовых, термических или иных воздействий, сопровождающеесянарушением работоспособности объекта.

3.9срок службы (ресурс) газопровода:Календарный срок эксплуатации (наработка) газопровода до перехода в предельноесостояние.

Примечание - Следует различать предельные состояния конструктивных элементов,локальных участков газопровода и протяженной трубопроводной трассы (междукомпрессорными станциями, между крановыми узлами и т.п.).

 

4 Общие требования к организации работ попродлению срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов

4.1Основания для проведения работ по продлению ресурса

4.1.1 В соответствии с Федеральным законом «Опромышленной безопасности опасных производственных объектов» [1] объекты транспорта ихранения природного газа относятся к опасным производственным объектам.

4.1.2Требования промышленной безопасности распространяются на объекты магистральноготрубопроводного транспорта газов, включенные в перечень объектов,подконтрольных Ростехнадзору в соответствии с рекомендациями РД08-204-98 [3].

Примечание - Под требованиями промышленной безопасности понимаются условия,запреты, ограничения и другие обязательные требования, содержащиеся в Федеральномзаконе «Опромышленной безопасности опасных производственных объектов» [1],других федеральных законах и иных нормативных правовых актах РоссийскойФедерации, а также в нормативных документах, которые принимаются вустановленном порядке и соблюдение которых обеспечивает промышленнуюбезопасность.

4.1.3В соответствии с Федеральным законом «Опромышленной безопасности опасных производственных объектов» [1]и РД03-484-02 [2]по достижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторскойи эксплуатационной документации, дальнейшая эксплуатация объектов транспортагаза не разрешена без проведения работ по продлению срока безопаснойэксплуатации.

4.1.4Работы по продлению срока безопасной эксплуатации опасных производственныхобъектов выполняют в рамках экспертизы промышленной безопасности. Правилапроведения экспертизы промышленной безопасности устанавливают ПБ 03-246-98 [4].

4.1.5Экспертизу промышленной безопасности проводят с целью оценки соответствияобъекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности.

4.1.6По результатам экспертизы промышленной безопасности должно быть подготовленозаключение экспертизы промышленной безопасности.

4.1.7Порядок проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации опасныхпроизводственных объектов, выработавших установленные сроки, устанавливает РД03-484-02 [2].

Примечание - Требования этого нормативного документа распространяются на опасныепроизводственные объекты магистрального транспорта газа, для которых назначенныйресурс или срок службы установлен технической документацией или определенэкспертной организацией.

4.1.8В случае отсутствия сведений о нормативных сроках эксплуатации объекта всоответствии с РД03-484-02 (пункт 8) [2]расчетные сроки эксплуатации устанавливают после соответствующих расчетныхобоснований по утвержденной Ростехнадзором методике с учетом результатованализа проектно-конструкторской документации и условий эксплуатациитехнического устройства, оборудования и сооружения.

4.1.9Опасность объектов магистрального транспорта газа определяется совокупностьюопасных производственных факторов процесса перекачки и опасных свойствперекачиваемой среды.

Копасным производственным факторам отнесены:

-разрушение объекта или его элементов, сопровождающееся разлетом осколковметалла и грунта;

-возгорание транспортируемых продуктов при разрушении объекта, открытый огонь итермическое воздействие пожара;

-взрыв газовоздушной смеси;

-обрушение и повреждение зданий, сооружений, установок;

-пониженная концентрация кислорода;

-дым;

-токсичность продукции.

4.1.10В качестве критерия соответствия опасного производственного объектамагистрального транспорта газа требованиям промышленной безопасности принятовыполнение совокупности условий и ограничений, представленных в нормативной ииной документации, регламентирующей конструктивные, технические итехнологические свойства и характеристики объекта на всех этапах жизненногоцикла, обеспечивающих промышленную безопасность.

Примечание - Необходимым условием обеспечения промышленной безопасности являетсянедопущение неконтролируемого нарушения герметичности и конструкционнойцелостности объекта в процессе эксплуатации, при плановом ремонте,реконструкции, замене объекта целиком или отдельных его элементов.

4.1.11Допустимо раздельное или совместное использование вероятностно-статистических идетерминистических методов и критериев оценки технического состояния и ресурсапри оценке соответствия объекта требованиям промышленной безопасности.

Примечание - Вероятностно-статистический подходоснован на оценке и нормировании риска события, ассоциированного с нарушениемгерметичности и конструкционной целостности, в зависимости от условий продленияи длительности продленного срока безопасной эксплуатации (продленного ресурса).

Детерминистический подход основан на использованиидетерминистических методов и критериев оценки остаточного срока службы(остаточного ресурса) объекта. Критерием обеспечения промышленной безопасностиобъекта является выполнение совокупности критериев прочности и долговечности,установленных нормативными документами для объекта в целом и отдельных егоэлементов.

4.1.12Текущие и прогнозируемые оценки показателей риска, характеристики прочности идолговечности, используемые при оценке промышленной безопасности в рамкахпродления срока безопасной эксплуатации, должны быть обоснованы и подтвержденырасчетами, выполненными в соответствии с нормативными документами,регламентирующими такие расчеты.

4.1.13В процессе экспертизы промышленной безопасности по результатам комплексногоанализа, предусмотренного программой работ по продлению срока безопаснойэксплуатации, должны быть получены обоснованные оценки остаточного срока службы(остаточного ресурса).

4.1.14В зависимости от технического состояния объекта, с учетом требованийнормативных документов, существующих организационных и экономическихограничений должен быть назначен продленный срок безопасной эксплуатации(продленный ресурс). Продление сроков безопасной эксплуатации объекта должнобыть проведено на срок до прогнозируемого наступления предельного состояния,т.е. на всю продолжительность остаточного срока службы или на определенныйпериод (поэтапное продление срока эксплуатации) в пределах остаточного срокаслужбы (остаточного ресурса).

4.1.15Объем и периодичность работ по контролю технического состояния газопровода спродленным сроком при эксплуатации могут быть скорректированыинженерно-техническими службами эксплуатирующей организации исходя из реальныхусловий работы и фактического состояния газопровода.

4.1.16По истечении продленного срока срок безопасной эксплуатации может быть продленповторно.

4.1.17Минимальный продленный срок безопасной эксплуатации газопровода должен быть неменее 5 лет.

4.1.18В случае невозможности продления указанного срока на 5 и более леторганизация-заказчик, которой принадлежит участок газопровода (или системагазопроводов), должна разработать технико-экономическое обоснованиекапитального ремонта, реконструкции или полной замены газопровода спривлечением экспертной организации, ремонтного предприятия и проектногоинститута.

4.2 Порядок проведения экспертизыпромышленной безопасности

4.2.1Требования к порядку проведения экспертизы промышленной безопасности иоформлению заключения экспертизы установлены положениями ПБ 03-246-98 [4].

4.2.2Экспертизу промышленной безопасности проводят экспертные организации,аккредитованные в ОАО «Газпром» и имеющие согласно ПБ 03-246-98 [4]лицензию Ростехнадзора. Экспертизу промышленной безопасности выполняют в рамкахдоговора с организацией (заказчиком), эксплуатирующей газопровод или егоучасток.

4.2.3Процесс проведения экспертизы состоит из следующих этапов:

-предварительные переговоры представителей заказчика и экспертной организации сцелью информирования заказчика о порядке проведения экспертизы;

-составление заявки, подготовка документов, определяющих условия проведенияэкспертизы, в том числе программы работ по продлению срока безопаснойэксплуатации;

-проведение экспертизы промышленной безопасности;

-подготовка и выдача заключения экспертизы.

4.2.4Работы по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации врамках экспертизы промышленной безопасности проводят в следующих случаях:

-по заявке заказчика при выработке объектом установленного нормативного срокаэксплуатации (назначенного ресурса), или по истечении ранее продленного срокаэксплуатации (продленного ресурса), или в инициативном порядке по инымпричинам;

-по требованию Ростехнадзора или его территориального органа, предъявляемому вустановленном порядке.

4.2.5Работы проводят на основании официальной заявки заказчика или других документовв соответствии с согласованными экспертной организацией и заказчиком условиями.

4.2.6Документы на проведение экспертизы составляют после проведения предварительныхпереговоров. В документах должны быть определены договаривающиеся стороны,объекты экспертизы, приведен перечень информации, необходимой для проведенияэкспертизы объекта в соответствии с нормативной документацией, срокиэкспертизы.

4.2.7Заказчик должен представить следующие данные, необходимые для проведенияэкспертизы:

-данные о заказчике и объекте экспертизы;

-проектную, конструкторскую, эксплуатационную, ремонтную документацию,декларацию промышленной безопасности опасного производственного объекта, паспортатехнических устройств, инструкции, технологические регламенты и другуюдокументацию, имеющую шифры или другую индикацию, необходимую для идентификации(в зависимости от объекта экспертизы);

-акты испытаний, сертификаты, в том числе, если необходимо, на комплектующиеизделия, прочностные расчеты и т.п. (в случае необходимости);

-образцы оборудования (в случае необходимости).

4.2.8Экспертной организацией могут быть запрошены у заказчика дополнительныематериалы и/или выставлены требования по проведению дополнительных обследованийи испытаний.

4.2.9Руководители и ответственные лица организации-заказчика обеспечиваютдостоверность информации, предоставляемой по запросу экспертной организацией.

4.2.10Эксперты должны быть назначены официально, полномочия их должны быть определеныв порядке, установленном экспертной организацией.

4.2.11В рамках экспертизы должна быть установлена полнота, достоверность иправильность представленной информации, ее соответствие стандартам, нормам иправилам промышленной безопасности.

4.2.12Программа работ по продлению срока безопасной эксплуатации должна бытьразработана в соответствии с требованиями РД03-484-02 [2]и с учетом особенностей и специфики эксплуатации конкретных видов техническихустройств, оборудования и сооружений.

4.2.13В программу работ по продлению срока безопасной эксплуатации техническихустройств, оборудования и сооружений экспертной организацией по согласованию сзаказчиком работ могут быть включены следующие этапы:

-подбор требуемых для технического диагностирования технических устройств,оборудования и сооружений, нормативных, организационно-методических документов;

-разработка организационно-методических документов по выполнению отдельных работс соответствующим согласованием или утверждением Ростехнадзора;

-сбор, анализ и обобщение имеющейся на начало работ информации о надежноститехнических устройств, оборудования и сооружений, а также техническихустройств, оборудования и сооружений аналогичного вида иликонструктивно-технологического исполнения (в том числе зарубежных);

-проведение по специальным программам и методикам испытаний составных частей,комплектующих изделий, конструкционных материалов, а также техническихустройств, оборудования и сооружений в целом с целью оценки технического состояния;

-разборка (демонтаж) технических устройств, оборудования и сооружений насоставные части и комплектующие изделия (при необходимости) и контрольтехнического состояния технических устройств, оборудования и сооружений, атакже поиск мест и причин отказов (неисправностей);

-прогнозирование технического состояния технических устройств, оборудования исооружений на продлеваемый период и выработка решения о возможности ицелесообразности продления срока эксплуатации;

-разработка отчетных документов (отчетов, актов, протоколов, частных и итоговогозаключения) по результатам выполненных работ;

-разработка проекта решения о возможности продления срока безопаснойэксплуатации с планом мероприятий по обеспечению эксплуатации техническихустройств, оборудования и сооружений на продлеваемый период.

4.2.14При необходимости в рамках экспертизы промышленной безопасности могут бытьпроведены испытания, контроль и диагностика технического состояния посогласованным с заказчиком методикам и программам.

4.2.15Диагностирование технических устройств, оборудования и сооружений может бытьвыполнено силами экспертной организации или с привлечением специализированныхорганизаций в соответствии с программой работ и договорами на их проведение.Сведения о результатах проведенного диагностирования должны быть занесены впаспорт (формуляр) технического устройства, оборудования и сооружения.

4.2.16При наличии организационно-технических возможностей (аттестованные лаборатории,персонал) некоторые работы по контролю технического состояния техническихустройств, оборудования и сооружений по согласованию с экспертной организациеймогут быть выполнены организацией, эксплуатирующей объект, что должно бытьотражено в программе работ по продлению срока безопасной эксплуатации.

4.2.17В программу работ по диагностированию технических устройств, оборудования исооружений экспертной организацией могут быть включены следующие этапы:

-анализ эксплуатационной, конструкторской (проектной) и ремонтной документации(при наличии);

-неразрушающий контроль;

-определение механических характеристик конструкционных материалов;

-металлографические исследования конструкционных материалов;

-определение химического состава конструкционных материалов;

-оценка типа и скорости коррозии;

-выделение участков высокой и повышенной коррозионной агрессивности;

-испытания на прочность и другие виды испытаний;

-расчетно-аналитическая оценка текущего и прогнозируемого техническогосостояния,

-оценка остаточного срока службы до прогнозируемого наступления предельногосостояния.

Примечание - Решением экспертной организации в программу работ по техническомудиагностированию могут быть включены дополнительные виды работ, непредставленные в 4.2.17.

4.3 Процедура оформления и утверждения заключенияэкспертизы промышленной безопасности

4.3.1Результаты проведенных экспертами работ оформляют в виде отчета, являющегосяосновой для разработки заключения экспертизы промышленной безопасности.Экспертная организация должна обеспечить хранение отчетов в течение всего срокадействия лицензии.

4.3.2Решение о выдаче положительного или отрицательного заключения экспертизыпринимают на основании рассмотрения и анализа документов, полученных приэкспертизе, проверке состояния объекта, или проведения необходимых исследованийи/или испытаний.

4.3.3Итоговое заключение о возможности продления срока безопасной эксплуатацииобъекта (заключение экспертизы промышленной безопасности) подписываетруководитель экспертной организации и утверждает в порядке, установленномРостехнадзором в соответствии с Федеральным законом «Опромышленной безопасности опасных производственных объектов» [1].

4.3.4Заключение экспертизы промышленной безопасности опасного производственногообъекта магистрального транспорта газа, подготовленное по результатам процедурыпродления срока безопасной эксплуатации, должно содержать:

-титульный лист, оформленный в соответствии с РД03-298-99 [5], подписанный руководителем экспертнойорганизации;

-вводную часть, включающую основание для проведения экспертизы, сведения об экспертнойорганизации, сведения об экспертах и наличии лицензии на право проведенияэкспертизы промышленной безопасности;

-перечень объектов экспертизы, на которые распространяется действие заключенияэкспертизы;

-данные о заказчике;

-цель экспертизы;

-сведения о рассмотренных в процессе экспертизы документах;

-краткую характеристику и назначение объекта экспертизы;

-результаты проведенной экспертизы;

-заключительную часть с обоснованными выводами, а также рекомендациями потехническим решениям и проведению корректирующих мероприятий.

4.3.5При положительном заключении экспертизы в нем перечисляют объекты, на которыераспространяется действие заключения экспертизы с дополнительными условиями илибез них.

4.3.6В случае принятия решения о выдаче отрицательного заключения экспертизызаказчику должны быть представлены обоснованные выводы:

-о необходимости доработки представленных материалов по замечаниям ипредложениям, изложенным в итоговом отчете эксперта (ведущего эксперта);

-недопустимости продолжения эксплуатации объекта экспертизы ввидунеобеспеченности соблюдения требований промышленной безопасности.

4.3.7Если по результатам экспертизы установлена необходимость проведениякорректирующих мероприятий, то к итоговому заключению прилагают план мероприятийпо обеспечению эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений напродлеваемый период и выполнению требований промышленной безопасности.

4.3.8Порядок представления, приема, регистрации, рассмотрения и утверждениязаключения экспертизы промышленной безопасности определен РД03-298-99 [5].

4.4 Общий алгоритм комплексной оценкитехнического состояния и остаточного ресурса газопроводов

4.4.1Общий алгоритм оценки технического состояния газопроводов предусматриваетпоследовательную реализацию следующих этапов:

-сбор и анализ исходной технической информации об объекте;

-проведение оперативной (функциональной) диагностики;

-экспертное обследование технического состояния объекта;

-анализ повреждений, установление их механизма и определяющих параметровтехнического состояния объекта;

-установление закономерностей изменения определяющих параметров техническогосостояния, предельных состояний и их критериев;

-анализ отказов и предельных состояний, оценка последствий и критичности отказовв соответствии с ГОСТ27.310;

-обработка полученных данных и прогнозирование ресурса;

-обоснование вариантов решений о возможности дальнейшей эксплуатации объекта.

4.4.2Для оценки технического состояния и ресурса принят базовый подход, основанныйна принципе «безопасной эксплуатации по техническому состоянию», согласнокоторому оценку технического состояния объекта осуществляют по параметрамтехнического состояния, обеспечивающим его надежную и безопасную эксплуатациюсогласно нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации, аостаточный ресурс - по определяющим параметрам технического состояния.

Вкачестве параметров технического состояния принимают параметры, изменениекоторых (в отдельности или в некоторой совокупности) может привести объект внеработоспособное или предельное состояние.

4.4.3С учетом принятых критериев предельного состояния и условий эксплуатацииобъекта в качестве параметров технического состояния могут быть использованы:

-физико-механические характеристики конструкционных материалов (пределтекучести, предел прочности, твердость, характеристики трещиностойкости,пределы выносливости, длительной прочности, характеристики микроструктурыматериала и др.);

-фактические располагаемые коэффициенты запаса прочности (по пределам текучести,прочности, длительной прочности, ползучести, трещиностойкости, устойчивости, почислу циклов или напряжениям при расчетах на циклическую прочность);

-технологические показатели (температура, давление, параметры вибрации, режимыработы и др.).

4.4.4Оценку параметров технического состояния и выбор определяющих параметровпроводят по результатам анализа проектно-конструкторской документации (чертежи,схемы, планы и т.п.), технической документации (технический паспорт, инструкциипо использованию и т.п.), данных оперативной (функциональной) диагностики,экспертного обследования объекта.

4.4.5При оценке ресурса по результатам предварительного анализа допустимоиспользование дополнительных критериев предельных состояний, определяющихресурсные характеристики объекта, не предусмотренных исходной нормативной,проектной и эксплуатационной документацией.

4.4.6Оценку остаточного ресурса проводят на основе установленных закономерностейизменения определяющих параметров, полученных при анализе механизмов накопленияповреждений, зарождения и развития дефектов и (или) по результатам измеренияфункциональных показателей.

4.4.7Структурная схема комплексной оценки технического состояния и остаточногоресурса газопроводов приведена на рисунке1.

5 Анализ исходных данных, необходимых дляоценки технического состояния и остаточного ресурса газопроводов

5.1 Предварительная характеристика объекта

5.1.1На этапе предварительного анализа должны быть собраны и проанализированыследующие группы данных о газопроводе:

-общая характеристика газопровода;

-данные о конструктивном и технологическом исполнении;

-данные о регионе прокладки;

-данные о произошедших ранее авариях и отказах;

-данные о выполненных ремонтных работах;

-результаты выполненных ранее диагностических обследований и испытаний.

Примечание - По результатам предварительного анализа должны быть подготовленыданные об особенностях конструктивного исполнения газопровода,природно-климатических условиях вдоль трассы, результатах выполненныхобследований, выявленной характерной дефектности и повреждениях.

5.1.2К группе общих характеристик газопровода, которые должны быть приведены вотчетной документации, отнесены:

-наименование газопровода;

-сведения об организации, выполнившей проект;

-сведения об организациях, осуществивших строительство;

-год завершения строительства газопровода и ввода его в эксплуатацию;

-рабочее давление, максимальное давление при испытаниях (согласно проектнымусловиям).

5.1.3К группе данных, характеризующих конструктивное и технологическое исполнениегазопровода, отнесены:

-типоразмер труб (диаметр, толщина стенки, марка стали, технология изготовлениятруб, трубный завод, технические условия на трубы);

-технологическая схема газопровода;

-спецификации на трубы и используемое технологическое оборудование;

-раскладка труб вдоль трассы газопровода.

Рисунок 1 - Общий алгоритм оценкитехнического состояния и остаточного ресурса в рамках продления срокабезопасной эксплуатации

5.1.4 К группе данных орегионе прокладки газопровода отнесены:

- географические данные орегионе (расположение региона, характеристики климата, рельеф местности вдольгазопровода);

- координаты газопровода наместности;

- расположение газопроводаотносительно населенных пунктов, жилых, административных и промышленных зданийи сооружений;

- расположение газопроводаотносительно других коммуникаций (газонефтепроводы и продуктопроводы,электрические сети, железные и автомобильные дороги и т.п.).

5.1.5 К группе данных,характеризующих техническое состояние газопровода, отнесены:

- данные об авариях иотказах, произошедших в предшествующий период эксплуатации;

- данные о выполненныхремонтных работах;

- результаты диагностическихобследований, выполненных ранее на газопроводе;

- результатыспециализированных диагностических обследований и текущего эксплуатационногомониторинга.

Примечание - Необходимая информация может быть получена на основесведений, представленных в актах расследований аварий. В актах приводятсяданные о месте и времени возникновения аварии, причине возникновения, масштабахповреждений, принятых первоочередных мерах по локализации аварии и выполненныхремонтно-восстановительных работах.

Данные овыполненных на газопроводе ремонтно-восстановительных работах представлены вактах, составляемых по итогам выполнения работ.

5.1.6 В зависимости отпрограммы и степени полноты выполненных ранее исследований в качестве исходныхданных могут быть использованы результаты:

- внутритрубных инспекций,выполненных в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-034, СТОГазпром 2-2.3-095-2007 и РД 51-2-97 [6];

- электрометрическихизмерений (защитный потенциал «труба-земля», значения поперечного градиентапотенциала, удельное электрическое сопротивление грунта вдоль трассы) всоответствии с СТОРД Газпром 39-1.10-088;

- визуально-измерительногоконтроля качества изоляционного покрытия, определения глубины заложения ипространственного положения газопровода, а также степени защищенности металлакатодной защитой в соответствии с ВРД39-1.10-026-2001 [7];

- визуально-измерительногоконтроля основного металла труб и сварных соединений в соответствии с РД03-606-03 [8];

- приборно-инструментальногоконтроля состояния металла в шурфах (толщинометрия, твердометрия поверхностныхслоев металла, ультразвуковой и рентгеновский контроль состояния сварных швов иосновного металла) по СТОГазпром 2-2.3-095 и СТОГазпром 2-2.4-083;

- оценки дефектности труб исоединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральныхтрубопроводов в соответствии с инструкцией [9];

- тензометрирования приразличных режимах нагружения согласно методическим рекомендациям [10];

- акустико-эмиссионногоконтроля состояния металла на участках, прилегающих к шурфу;

- непосредственногоизмерения параметров нагрузок и воздействий на газопровод;

- грунтово-геологическихизысканий вдоль трассы (распределение типов грунтов, водонасыщенность, уровеньгрунтовых вод);

- физико-химическихизмерений параметров грунта и почвенных электролитов вдоль трассы газопровода;

- топографической съемкифактического положения оси газопровода;

- испытаний отдельныхучастков газопровода и (или) вырезанных ранее отрезков трубы (катушек) сдефектами и повреждениями;

- физико-механическихиспытаний образцов, вырезанных из металла катушек и труб аварийного запаса.

5.1.7 Полученные данные должныбыть обработаны с целью выявления следующих параметров и групп данных огазопроводе:

- характерных типовповреждений и механизмов деградации свойств объекта;

- характерных и максимальныхразмеров повреждений;

- данных о кинетике развитиядефектов и повреждений;

- значений фактических(располагаемых) физико-механических свойств металла труб в сравнении сисходными показателями, зафиксированными на момент поставки;

- перечня потенциальноопасных участков.

5.1.8Исходные данные и результаты анализа должны быть приведены в табличной и (или)графической форме с привязкой к географическим координатам.

Примечание - С целью хранения и обеспечения компьютерного анализатекущего и прогнозируемого технического состояния объекта все исходные данныерекомендовано заносить в базу данных, сформированную с учетом рекомендаций РГазпром 2-2.1-160-2007 [11].

5.2 Анализ проектной и исполнительной документации

5.2.1 В перечень подлежащихрассмотрению проектных и исполнительных документов включены:

- технический паспорт газопровода;

- технологическая схемагазопровода;

- географический планместности;

- схемы газопровода,выполненные с привязкой к местности;

- планы отдельных участковгазопровода;

- чертежи с профилем осигазопровода с привязкой к местности;

- планы переходовгазопровода через отдельные естественные и искусственные препятствия (планыперехода через реку, ручей, овраг, железную дорогу, автомобильную дорогу ит.п.);

- ведомости согласованныхотклонений от проекта;

- сертификаты или заводскиеаттестаты на трубы;

- другие документы иматериалы по усмотрению специалистов, выполняющих анализ материалов.

5.2.2 На основе имеющихсяданных должна быть выполнена привязка газопровода на местности,предусматривающая определение географических координат газопровода по всей протяженностирассматриваемого участка.

Примечание - При использовании исключительно архивных данных,относящихся к этапу строительства газопровода, привязка газопровода наместности может быть выполнена на основе данных геодезической съемки истроительных планов посредством совмещения имеющихся данных о расположенииобъектов газопровода с физическими планами региона прокладки. Уточненные данныео физических координатах в настоящее время могут быть получены по результатамповторной геодезической съемки с использованием систем спутниковой навигации иопределения координат.

5.2.3 По результатампривязки газопровода на местности наносят охранные зоны газопровода, нахождениев которых жилых или промышленных зданий и сооружений недопустимо.

5.2.4 На основе имеющихсяданных должна быть рассмотрена раскладка труб по трассе.

5.2.5 На основепроектно-конструкторской документации должна быть сформирована таблица скоординатами сечений газопровода, соответствующих изменению хотя бы одного изперечисленных ниже параметров:

- диаметр трубы;

- толщина стенки;

- марка стали;

- тип изоляции.

Примечание - Для большей наглядности полученные данные могут бытьпредставлены графически в виде функции, зависящей от продольной координаты.

5.2.6 При необходимости наоснове проектной и строительной документации, специализированных измерений,проведенных с использованием технических средств, должны быть подготовленыданные о пространственном положении оси газопровода.

Примечание - Для получения уточненных данных о пространственном положенииоси газопровода могут быть использованы крупномасштабные планы исполнениягазопровода на крутоизогнутых участках и на переходах через естественные иискусственные препятствия.

5.2.7 Для восстановленияданных о грунтово-геологических условиях вдоль трассы в объеме, достаточном дляпредварительного анализа, следует использовать данные, приведенные настроительных чертежах и полученные в процессе эксплуатации по результатамдополнительных исследований.

5.2.8 Дополнительныехарактеристики грунта могут быть получены по результатам специализированныхлабораторных исследований физико-химических свойств грунта.

Перечень рекомендуемыхдополнительных характеристик грунта и методика оценки коррозионнойагрессивности грунта на основе балльной системы приведены в приложенииА.

Пример анализа потенциальноопасных участков с повышенной коррозионной агрессивностью приведен в приложенииБ.

5.2.9 По решению экспертнойорганизации для оценки несущей способности грунта и сопротивления грунтаприложенным нагрузкам могут быть проведены исследования с целью определенияпараметров, характеризующих механическую прочность и деформативность грунта приразличных условиях в соответствии с положениями ГОСТ12248, ГОСТ20276.

5.3 Анализ условий эксплуатации газопровода

5.3.1 Для оценки уровняповреждений, уже накопленных конструкцией газопровода, и получения прогнозныхоценок необходимы данные об уровне нагруженности участка газопровода запредшествующий и на прогнозируемый период эксплуатации.

5.3.2 Перечень необходимыхпоказателей нагруженности зависит от конструктивной схемы, реальных условийэксплуатации газопровода, а также применяемых при анализе расчетных схем идолжен быть дополнительно уточнен для каждого объекта.

Примечание - При оценке напряженно-деформированного состоянияучастка подземного газопровода, помимо значений внутреннего давления,необходимы данные о распределении температур по длине газопровода,характеристиках грунта, позволяющие оценить сопротивление грунта продольным ипоперечным перемещениям газопровода, фактические данные о конструктивныхособенностях и конфигурации трассы.

Для надземных газопроводов,проложенных на опорах, необходимы данные о конфигурации продольной оси,определенные с учетом возможной просадки, выпучивания или разрушения одной илинескольких опор. Кроме того, необходимы сведения о ветровых нагрузках итемпературных режимах в процессе эксплуатации, определенные с учетом ихизменчивости на коротких и длительных интервалах времени.

5.3.3 Данные о нагруженностидолжны быть представлены в форме функциональных зависимостей или в видесоответствующих числовых последовательностей.

5.3.4 При отсутствии данныхо нагруженности конкретного объекта или участка газопровода за предшествующийпериод могут быть использованы данные, относящиеся к аналогичным объектам.

5.3.5 Полученные числовыепоследовательности и пространственно-временные функции, характеризующиенагруженность объекта, должны быть проанализированы с целью выявления частотныхи временных закономерностей. Анализ проводят с целью выделения постоянных ипеременных составляющих нагрузок и воздействий, оценки их максимальных иминимальных значений.

Для переменных составляющихнагрузок проводят частотный и временной анализ с целью оценки числа цикловнагружения с заданными амплитудами и коэффициентами асимметрии цикла зарассматриваемый промежуток календарного времени или наработки.

5.3.6 С целью уточнениязначений действующих нагрузок и воздействий проводят анализ экстремальныхзначений нагрузок и их распределений в зависимости от времени.

5.3.7 Степень защищенностигазопровода средствами электрохимической защиты оценивают в соответствии сположениями ГОСТР 51164. Выполнение во всех сечениях по длине газопровода требованийраздела 5 ГОСТР 51164 означает наличие полноценной защиты газопровода от поверхностнойкоррозии.

5.3.8 Нарушение требований ГОСТР 51164 по значениям защитного потенциала и (или) продолжительностивременной неработоспособности систем электрохимической защиты на отдельных участкахявляется основанием для проведения дополнительных исследований техническогосостояния газопровода на этих участках.

5.3.9 Контроль фактическихзначений защитного потенциала осуществляют на основе данных периодическихосмотров, выполняемых штатными службами электрохимической защитыэксплуатирующей газопровод организации и по результатам специализированныхобследований.

5.3.10Дляполучения уточненной оценки коррозионной агрессивности грунтов может бытьприменена методика, приведенная в приложенииА.

5.3.11 Уточненную оценкукоррозионной агрессивности грунтов вдоль трассы газопровода выполняют вследующей последовательности.

5.3.11.1 На основе данных,приведенных в проектной документации и полученных по результатам дополнительныхисследований, составляют таблицы распределения типов грунтов вдоль трассы газопровода.

5.3.11.2 По результатамкомплексного анализа рельефа местности, расположения водных препятствий и иныхфакторов на экспертном уровне оценивают гидрогеологические условия на отдельныхучастках.

5.3.11.3 Рассматриваютследующие группы данных, характеризующих влияние грунтовых условий накоррозионную агрессивность:

- тип грунта;

- наличие грунтовой воды науровне сооружения;

- влажность грунта;

- удельное электрическоесопротивление грунта.

5.3.11.4 Интегральную оценкукоррозионной агрессивности выполняют по сумме набранных балов.

5.3.12 С цельюнепосредственной оценки технического состояния и работоспособности и выявленияосновных повреждающих факторов и механизмов деградации свойств объекта впроцессе эксплуатации выполняют анализ текущей дефектности участка газопровода

Примечание - Фактические данные о действующих механизмахнакопления повреждений, зарождении и развитии дефектов необходимы дляправильного выбора типа кинетических уравнений на этапе оценки ресурса объекта.

5.3.13 Фактические данные отекущей дефектности на отдельных участках могут быть получены по результатамвнутритрубных инспекций, визуального и инструментального обследования участкагазопровода.

5.3.14 Косвенные данные овероятной дефектности участка газопровода могут быть получены на основе данныхоб имевших место ранее отказах и повреждениях на других участках газопровода саналогичными или близкими условиями эксплуатации.

Примечание - Критерии идентичности, на основе которых допускаетсяиспользование данных, полученных на другом объекте, должны быть сформулированыэкспертами, выполняющими оценку технического состояния конкретного участкагазопровода.

5.3.15Распространение косвенных данных об ожидаемой дефектности на необследованныеучастки газопровода допустимо, если до этого было проведено комплексноеобследование инструментальными методами участков с более жесткими условиямиэксплуатации по рассматриваемой группе показателей.

Примечание - Положения 5.3.15 применяют только по отношению кповреждениям, вызванным локальной или общей внешней коррозией, и только в томслучае, если при максимальной ожидаемой скорости коррозии на обследованномучастке, рассматриваемом в качестве участка-аналога, обеспечен остаточныйресурс участка газопровода не менее трех лет. В противном случае на оцениваемомучастке должны быть проведены дополнительные исследования с целью оценкискорости коррозии или подтверждения отсутствия на еще не обследованных участкахгазопровода значимых коррозионных повреждений.

5.3.16 Еслив процессе эксплуатации или в результате инструментального обследования одногоили нескольких участков газопровода были выявлены дефекты и повреждения,вызванные коррозионным растрескиванием под напряжением или коррозионнойусталостью, то необходимо провести расширенный анализ технического состояниягазопровода с привлечением инструментальных средств, обеспечивающих выявлениедефектов.

5.3.17 При проведениипредварительного анализа повреждающих факторов следует исходить из того, что вобщем случае для газопроводов характерны следующие четыре группы повреждающихфакторов:

- коррозионные процессы,связанные с выраженной потерей материала, типа общей и локальной коррозии труб;

- комбинированныекоррозионно-механические явления, прежде всего коррозионное растрескивание поднапряжением.

- накопление усталостныхповреждений и развитие дефектов в наиболее нагруженных элементах конструкциигазопровода под действием комплекса повторно-переменных нагрузок и воздействиймеханической природы;

- изменение свойств металлатруб и сварных соединений в процессе эксплуатации под действием фактороввнешней среды и эксплуатационных нагрузок.

5.3.18 На основе результатовпредварительного анализа должен быть определен один или несколько механизмовнакопления повреждений, лимитирующих прочностные и ресурсные показателигазопровода.

5.3.19 Если в предшествующийпериод эксплуатации были зафиксированы нагрузки и воздействия, приводящие квозникновению в сечениях газопровода переменных напряжений, то процессынакопления усталостных повреждений, зарождения и роста дефектов должны бытьрассмотрены в качестве одного из возможных повреждающих факторов.

5.3.20 Значимость уженакопленных и прогнозируемых в будущем усталостных повреждений должна бытьоценена на основе соответствующих расчетно-экспериментальных моделей.

5.3.21 В общем случае приоценке ресурса должны быть рассмотрены следующие виды коррозионных повреждений:

- общая коррозия(равномерная или неравномерная), характеризующаяся утонением стенки трубы наплощади, имеющей характерные размеры, сопоставимые с диаметром газопровода,определяемая средней скоростью утонения в год;

- локальная (язвенная,кавернообразная) коррозия, отличающаяся от общей коррозии компактностьюповрежденной области, имеющей характерный размер, сопоставимый с толщинойстенки (при этом глубина коррозионных язв сопоставима с их размерами в плане),определяемая средней скоростью локального увеличения глубины язвы в год;

- питтинговая коррозия -совокупность небольших в плане и глубоких (глубина больше линейных размеров вплане) коррозионных язв, характеризующихся средней максимальной скоростьюпрорастания наиболее глубоких питтингов и общей площадью поражения в год;

- коррозионноерастрескивание - квазихрупкое разрушение газопровода в условиях совместногодействия статических растягивающих напряжений и коррозионных сред (почвенныхэлектролитов); характеризуется средней скоростью роста наиболее крупных трещин,а также критическими размерами трещины по квазистатическому критериюразрушения;

- коррозионная усталость -образование и рост трещин в условиях совместного действия переменных нагрузок икоррозионно-агрессивной среды; характеризуется скоростью роста усталостнойтрещины в коррозионно-агрессивной среде с учетом изменения физико-механическиххарактеристик металла;

- коррозия, вызваннаядействием блуждающих токов.

5.3.22 Возникновениекоррозионных повреждений в процессе жизненного цикла газопровода должны бытьпроанализированы как при обеспечении проектных условий эксплуатации, так и сучетом изменения эксплуатационных режимов, в том числе вызванных возможнымснижением эффективности противокоррозионной защиты газопровода.

5.3.23 Необходимость учетакоррозионных повреждений при анализе технического состояния и ресурса участкагазопровода оценивают по результатам внутритрубных инспекций, детального комплексногообследования, коррозионного мониторинга, инструментальных исследований, внешнихосмотров, по эффективности противокоррозионной защиты с учетом коррозионнойагрессивности внешней среды и транспортируемого продукта, а также с учетомопыта эксплуатации аналогичных объектов.

5.3.24 Отсутствие на моментпроведения анализа выявленных коррозионных повреждений не является достаточнымоснованием для неучета коррозии в качестве одного из механизмов накопленияповреждений в конструкции при оценке работоспособности и ресурса.

При отсутствии на моментпроведения анализа выявленных коррозионных повреждений следует провестидополнительное изучение предпосылок для возникновения и развития коррозионныхповреждений как при условии сохранения, так и с учетом изменения режимовэксплуатации, вызванных в том числе снижением эффективности противокоррозионнойзащиты (электрохимической защиты, внешней изоляции и внутреннего покрытиятруб).

Примечание - Отсутствие данных о выявленных коррозионных повреждениях на моментпроведения анализа может быть вызвано как реальным отсутствием дефектов, так ипогрешностями диагностической аппаратуры или ошибками персонала при проведениидиагностического обследования в условиях реального наличия коррозионныхдефектов.

5.3.25Значимость выявленных и прогнозируемых коррозионных дефектов и поврежденийнеобходимо оценивать на основе расчетно-экспериментальных моделей.

5.3.26 При оценкетехнического состояния газопроводов в процессе эксплуатации должен бытьрассмотрен комплекс вопросов, связанных с анализом состояний, характеризуемыхнарушением проектного положения газопровода, происходящих под действиемкомплекса эксплуатационных и природно-климатических нагрузок вследствие ихнеполного или недостаточно точного учета.

Примечание - Нарушение проектного положения является частнымслучаем реализации непроектных состояний газопровода.

5.3.27 Признаками нарушенияпроектного положения являются:

- просадки или выпучиваниеотдельных конструктивных элементов;

- образованиесвободно-провисших участков (арок) в вертикальной или горизонтальной плоскости;

- избыточные продольныеперемещения, в том числе на крутоизогнутых участках;

- изменение конструктивнойсхемы газопровода, вызванное повреждением или разрушением отдельныхконструктивных элементов (опоры, анкерные закрепления, сброс пригрузов и др.).

Примечание - Перечень признаков непроектных положений являетсяоткрытым и может быть дополнен решением эксперта, выполняющего оценкутехнического состояния.

5.3.28 В рамках анализанепроектных положений газопровода выявляют причины, условия реализации,механизмы развития и вероятные последствия, вызванные нарушением проектногоположения.

5.3.29 В зависимости отконкретных условий событие, состоящее в нарушении проектного положения участкагазопровода, может быть классифицировано как повреждение или отказ, а состояниеобъекта, соответственно, как неисправное или неработоспособное в соответствии сГОСТ27.002.

5.3.30 Классификацию событийи состояний, ассоциируемых с нарушением проектного положения, выполняют наоснове заданной системы критериев.

5.3.31 Первичный анализможет быть выполнен на основе экспертного подхода, базирующегося на комплекснойоценке технических решений, предполагаемых условий эксплуатации, опытепроектирования, строительства и эксплуатации аналогичных объектов.

5.3.32 В рамках экспертногоанализа подлежат определению характерные причины, которые уже привели или могутпривести к развитию непроектных состояний:

- повреждение или разрушениеконструктивных элементов, вызванное накоплением повреждений и исчерпаниемресурса под действием нагрузок и воздействий, учитываемых регулярным расчетом;

- недостаточный учет реальнодействующих нагрузок и воздействий в рамках регулярного расчета;

- реализация нерасчетныхтехнологических режимов работы объекта;

- нарушение технологиистроительства;

- отступление от заложенныхв проекте конструктивных решений;

- неконтролируемыеприродно-климатические нагрузки и воздействия.

5.3.33 На основе результатовэкспертного анализа по каждой группе выявленных причин и в соответствии с РД51-4.2-003-97 [12]и публикацией [13]должен быть проведен расчетный анализ с целью получения прогнозной оценкипоказателей технического состояния объекта и их эволюции во времени.

5.4 Выбор потенциально опасных участков

5.4.1 На основе результатовпредварительного анализа может быть сформирован перечень потенциально опасныхучастков, на которых должны быть проведены дополнительные диагностические ирасчетно-аналитические работы.

5.4.2 В соответствии с ВРД39-1.10-006-2000* [14]к группе потенциально опасных отнесены следующие участки газопровода с наиболеесложными мерзлотными, инженерно-геологическими и технологическими условиями:

- участки, сложенныесильнольдистыми (суммарной льдистостью более 0,4), пучинистыми грунтами иподземными льдами;

- участки, расположенные награнице между талыми и вечномерзлыми грунтами;

- косогоры с льдонасыщеннымигрунтами;

- оползневые участки;

- пересечения селевыхпотоков;

- участки с наиболеевысокими эксплуатационными нагрузками и воздействиями на газопровод;

- участки на подрабатываемыхтерриториях;

- всплывшие участки и арки;

- воздушные и подводныепереходы;

- пересечение газопроводовмежду собой и с другими трубопроводами;

- переходы под железными иавтомобильными дорогами;

- конструктивные узлы-перемычки,крановые узлы, компенсаторы, отводы;

- участки газопровода,эксплуатируемые в условиях фактического нарушения размеров охранных зон.

5.4.3 К потенциально опасныммогут быть отнесены участки, на которых по результатам инспекций илидиагностических работ инструментальными методами или визуально в соответствии сдействующей нормативной документацией были выявлены опасные дефекты илиотклонения от проектного состояния.

5.4.4 К потенциально опаснымучасткам, требующим дополнительного обследования, могут быть отнесены участки,на которых, согласно мнению экспертов, основанному на косвенных данных и опытеэксплуатации, возможно наличие дефектов и повреждений или условий для ихускоренного развития, в том числе:

- участки, на которых впредшествующий период эксплуатации газопровода не был обеспечен непрерывный по ГОСТР 51164 проектный режим работы систем электрохимической защиты;

- участки газопровода,отнесенные по результатам коррозионного анализа к участкам высокой и повышеннойкоррозионной опасности согласно ГОСТР 51164, ВРД39-1.10-006-2000* [14];

- участки газопровода,проложенные по территориям с интенсивной хозяйственной деятельностью, создающейпотенциальную опасность несанкционированного воздействия на газопроводпредставителей «третьей стороны», не причастной к сооружению и эксплуатациигазопровода.

5.5 Анализ полноты и степени достоверности информации

5.5.1 Анализработоспособности участка газопровода следует проводить с учетом степениполноты и достоверности исходных данных о дефектности, нагруженности,конструктивном исполнении и физико-механических свойствах материалов.

5.5.2 Полноту идостоверность информации оценивают по следующим показателям:

- характеристики средствдиагностики технического состояния (минимальные размеры гарантированно обнаруживаемыхдефектов, вероятность пропуска дефекта, погрешности измерений);

- источник получения данныхо свойствах материалов (технические условия на поставку труб, техническиехарактеристики конкретной партии труб, результаты индивидуализированных испытанийобразцов, расчетные значения, полученные на основе унифицированных приближенныхзависимостей);

- данные о нагрузках ивоздействии (результаты прямых замеров нагрузок и воздействий, проведенныхнепосредственно на объекте, выполняемых в течение значимого временногопромежутка, результаты разовых замеров, данные о нагруженности участка запредшествующий период, восстановленные на основе расчетных моделей, прогнозныеоценки нагруженности, полученные на основе вероятностных моделей);

- точность и достоверностьметодов оценки текущего напряженно-деформированного состояния в зоне дефекта.

5.5.3 По результатам анализадолжны быть сделаны выводы о достаточности имеющихся исходных данных дляпроведения расчетной оценки несущей способности и ресурса или необходимостипроведения дополнительных работ, направленных на восполнение недостающейинформации.

5.5.4 Для восполнениянедостающей информации может быть проведено дополнительное обследованиепотенциально опасных участков. Программой работ может быть предусмотрено проведениенеобходимых наблюдений и измерений, выполняемых в полевых условиях, натурных илабораторных испытаний элементов конструкций и образцов.

5.5.5 Программа работ подополнительному обследованию потенциально опасных участков должна бытьсогласована с эксплуатирующей организацией.

6Расчетно-экспериментальные исследования, необходимые для оценки техническогосостояния газопроводов

6.1 Составные частипрограммы дополнительного обследования

6.1.1 В перечень работ подополнительному обследованию на потенциально опасных участках газопровода могутбыть включены работы по следующим направлениям:

- рекогносцировочноеобследование трассы газопровода;

-определение действительного положения газопровода и величин перемещения труб вплане и по глубине согласно положениям ВРД39-1.10-026-2001 [7];

- определение состоянияизоляционного покрытия и основных характеристик защищенности газопровода по ВРД39-1.10-026-2001 [7];

- определение фактическогонапряженного состояния газопровода в различных сечениях в соответствиирекомендациями [15];

- определениесоответствующих ГОСТ12248 и ГОСТ20276 физико-механических характеристик грунтов, окружающих газопровод;

- определение внешнихсиловых воздействий на трубопровод на участках различных категорий всоответствии с методикой [16];

- определение внутреннегодавления и температуры стенок труб в контролируемых сечениях;

- оценка техническогосостояния по результатам обследования в шурфах.

6.1.2 Контроль значенийпараметров следует проводить, как правило, в одних и тех же сечениях.

6.2 Анализ коррозионнойагрессивности грунта

Анализ коррозионнойагрессивности грунтов вдоль трассы газопровода должен выполняться на основетребований ГОСТ9.602, ГОСТР 51164 и комплексных методик, предусматривающих многофакторный учетгеографических, грунтово-геологических и физико-химических показателей грунта всоответствии с 5.3.10и 5.3.11.

6.3 Электрометрическиеобследования, анализ состояния изоляционного покрытия

6.3.1 Электрометрическиеобследования проводят в соответствии с СТОРД Газпром 39-1.10-088 и с учетом положений ВРД39-1.10-026-2001 [7],регламентирующего смежные вопросы.

6.3.2 Прогнозную оценкуостаточного срока службы изоляционного покрытия получают по результатамсопоставления значений характеристических параметров электрохимической защиты,определенных в соответствии с ГОСТР 51164 при проектировании электрохимической защиты газопроводов наначальный и конечный периоды эксплуатации газопровода, с фактическимизначениями, определенными по результатам измерений и расчетно-аналитическогоанализа полученных результатов.

6.3.3 В общем случае кконтролируемым показателям на начальный и конечный периоды эксплуатациигазопровода в соответствии с ГОСТР 51164 отнесены:

- для установок катоднойзащиты - силы защитного тока и напряжения на выходе катодных станций(преобразователей), а также сопротивления анодных заземлений;

- протекторных установок -силы защитного тока и сопротивления протекторов;

- установок дренажной защиты- силы тока дренажа и сопротивления дренажной цепи.

6.3.4 В рамках комплексногоанализа эффективности противокоррозионной защиты газопровода могут бытьопределены с целью сопоставления с браковочными значениями следующие показателиизоляционного покрытия:

- прочность защитныхпокрытий при ударе;

- адгезия изоляционногопокрытия к защищаемой поверхности;

- площадь отслаиванияизоляционного покрытия при катодной поляризации;

- значение переходногосопротивления изоляционного покрытия;

- сопротивлениеизоляционного покрытия вдавливанию.

Примечание - Перечень контролируемых показателей по 6.3.3 и 6.3.4определяет экспертная комиссия по согласованию с заказчиком.

6.3.5 Минимально допустимыезначения переходного сопротивления изоляционного покрытия должны бытьустановлены на основе требований к защитным покрытиям и методам контролякачества, установленным в ГОСТ9.602.

6.3.6 По результатамсопоставления фактических и предельно допустимых значений характеристическихпараметров, перечисленных в 6.3.3 и 6.3.4, должна быть определена прогнознаяоценка остаточного срока службы изоляционного покрытия.

6.4 Оценка скорости коррозиина коррозионно-опасных участках

6.4.1 Приближенная оценкаскорости коррозии на коррозионно-опасных участках может быть получена порезультатам сравнения размеров коррозионных повреждений, зафиксированных водной и той же области наблюдения в различные последовательные моменты времени.

6.4.2 Оценка скоростикоррозии может быть получена с помощью датчиков и индикаторов скоростикоррозии, размещенных вдоль трассы. В качестве расчетной следует принятьнаиболее неблагоприятную оценку скорости коррозии, полученную в процессенаблюдений.

6.4.3 При отсутствии прямыхданных, полученных в соответствии с 6.4.1 и 6.4.2, в качестве расчетной оценкискорости локальной или общей коррозии могут быть приняты значения скоростикоррозии, определенные для грунтов с идентичным показателем коррозионнойагрессивности.

6.5 Дефектоскопическое обследование потенциально опасных участковприборами неразрушающего контроля

6.5.1 Для обнаружения илокализации дефектов могут быть использованы методы и средства неразрушающегоконтроля.

6.5.2 Способы, виды и методытехнического диагностирования основного металла труб и сварных соединенийгазопроводов методами неразрушающего контроля установлены СТОГазпром 2-2.4-083 и СТОГазпром 2-2.3-095.

6.5.3 Выполнение работ подефектоскопическому обследованию потенциально опасных участков прибораминеразрушающего контроля осуществляют в соответствии с регламентом и техническимруководством на используемые диагностические приборы и оборудование.

6.5.4 Перечень используемыхдиагностических средств и программы обследований, выполняемых в рамкахпроцедуры продления срока безопасной эксплуатации, подлежат согласованию междуэкспертной организацией и заказчиком.

6.5.5 Для определенияпоказателей напряженно-деформированного состояния участка газопровода можетбыть проведено тензометрирование при различных режимах эксплуатации.

6.6 Оценка физико-механических свойств конструкционных материалов порезультатам лабораторных испытаний

6.6.1 Для восполнения данныхо физико-механических свойствах основного металла и металла сварных соединениймогут быть проведены лабораторные испытания образцов.

6.6.2 Рекомендуемаяпрограмма лабораторных испытаний образцов основного металла и металла сварныхсоединений со ссылками на соответствующие стандарты и другие нормативныедокументы, регламентирующие эти методы, приведена в приложенииВ.

6.7 Особенности работ по продлению срока безопасной эксплуатациигазопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением

6.7.1 Продление срокабезопасной эксплуатации газопроводов, подверженных коррозионному растрескиваниюпод напряжением (далее - КРН), проводят в соответствии с требованиями разделов 4,5и положениями нормативных документов [9,16].

6.7.2 Срок безопаснойэксплуатации газопроводов, подверженных КРН, продлевают на тех межкрановыхучастках газопроводов, в пределах которых выполняется одно из следующихусловий:

- произошло разрушение,установленной или предполагаемой причиной которого по заключению специальносозданной комиссии является КРН;

- при визуальном осмотреразрушившихся в результате аварии или переиспытания фрагментов труб обнаруженыстресс-коррозионные трещины (независимо от предполагаемой или установленнойпричины разрушения);

- произошло разрушение,причина которого не установлена;

- произошло два и болееразрушений (независимо от предполагаемой или установленной причины разрушения);

- в результате обследованийгазопровода обнаружены стресс-коррозионные трещины.

Примечание - Межкрановым участком газопровода считают участок, скоторого может быть стравлен газ без снижения давления в соседних участках.

6.7.3 При проведениимероприятий по продлению срока безопасной эксплуатации участков газопроводов,подверженных КРН, обязательно предусматривают обследование этих участков однимиз следующих способов:

- внутритрубнымснарядом-дефектоскопом, выявляющим стресс-коррозионные трещины, с последующимобследованием обнаруженных дефектных труб в шурфах с использованием приборов,выявляющих стресс-коррозионные трещины;

- в шурфах в соответствии сположениями и требованиями ВРД 39-1.10-023-2001 [17];

- при переизоляции участковгазопроводов с использованием приборов, выявляющих стресс-коррозионные трещины.

6.7.4 Продление срокабезопасной эксплуатации участков газопроводов, подверженных КРН, может бытьпроведено по результатам ранее сделанных обследований.

6.7.5 Все трубы состресс-коррозионными дефектами, обнаруженные при обследовании, заменяют илиремонтируют в соответствии с инструкцией [9].

6.7.6 После выполнениятребований 6.7.3-6.7.5 проводят комплекс расчетно-аналитических работ иорганизационно-технических мероприятий по продлению срока безопаснойэксплуатации обследованных участков газопроводов в рамках требований и основныхположений разделов 4и 5.

7 Оценка работоспособности и ресурса расчетного участкагазопровода

7.1 Общая характеристика расчетной процедуры

7.1.1 В соответствии с разделами 5и 6оценке работоспособности и ресурса расчетного участка должно предшествоватьвыполнение вспомогательных этапов, по итогам выполнения которых должна бытьсформирована информационная и методическая основа для получения расчетных иэкспертных оценок.

7.1.2Информационная и методическая основа для получения расчетных и экспертныхоценок включает следующие информационные и методические материалы и результатыпредварительного анализа исходной информации:

-данные о сертификационных и текущих физико-механических характеристикахосновного металла и сварных соединений труб и соединительных деталей;

-фактические данные о действующих механизмах накопления повреждений, зарождениии развитии дефектов, необходимые для правильного выбора кинетических уравненийна этапе оценки ресурса объекта;

-фактические данные о нагруженности участка газопровода за предшествующий ипрогнозируемый периоды;

-характеристики кинетических уравнений накопления повреждений, зарождения иразвития дефектов;

-характеристики расчетного участка.

7.1.3Процедура расчетно-экспериментальной оценки работоспособности и ресурса должнавключать в себя последовательное выполнение следующих действий,регламентированных методикой [16]:

-оценку параметров напряженно-деформированного состояния расчетного участка;

-оценку предельных (разрушающих) напряжений и (или) деформаций, действующих впределах расчетного участка, при фиксированном уровне дефектности;

-оценку критических параметров дефектности, оцениваемых при заданном уровненагрузок, или соответствующих им характеристик напряженно-деформируемогосостояния;

-оценку текущего уровня накопленных повреждений, показателей дефектности,выполняемую на основе выбранной системы кинетических уравнений;

-расчетно-экспериментальную оценку суммарной наработки или календарного времениот момента ввода участка в эксплуатацию или с момента проведения текущих оценокдо момента его перехода в предельное состояние.

Примечание - Действия, перечисленные в 7.1.3, выполняют для всехрасчетных участков или однотипных групп расчетных участков по всем типамрасчетных состояний.

7.2 Анализ напряженно-деформированногосостояния

7.2.1Оценку характеристик напряженно-деформированного состояния элементовгазопроводной конструкции в пределах расчетного участка выполняют на основесовокупности имеющихся данных о физико-механических свойствах материалов,конструктивных особенностях, нагрузках и воздействиях на газопровод.

Порезультатам выполненных исследований должны быть получены и заданы в численнойили аналитической форме значения компонент напряжений и деформаций при всехвыбранных для анализа сочетаниях нагрузок и воздействий в объеме, достаточномдля определения этих показателей на всем рассматриваемом временном интервале.

7.2.2Оценку напряженно-деформированного состояния выполняют на основе расчетныхсхем, сформированных в соответствии с общими правилами строительной механики ис учетом результатов частотного и временного анализа нагрузок и воздействий.

7.2.3Значения компонент напряжений и деформаций могут быть получены по результатамнеразрушающего контроля в соответствии с ГОСТР 52330 или по результатам натурных наблюдений и измерений, проведенныхнепосредственно на конструктивном элементе газопровода.

7.3 Структура расчетных критериев

7.3.1Для получения расчетной оценки работоспособности и ресурса рекомендованасистема расчетных критериев, отражающая множественность механизмов деградации свойствгазопроводной конструкции в процессе строительства и эксплуатации, в которую всоответствии с методикой [16] включены следующие типы расчетныхкритериев:

-критерии прочности:

а)основанные на введении ограничений на величину упруго-пластических напряжений и(или) деформаций;

б)основанные на положениях линейной и упруго-пластической механики разрушения(квазистатический подход);

в)основанные на положениях о неустойчивом распространении трещин (хрупких ивязких) (динамическое распространение трещин);

-критерии устойчивости:

а)основанные на анализе стержневой форме устойчивости;

б)основанные на анализе местной (оболочечной) форме устойчивости;

в)основанные на анализе устойчивости положения;

-критерии долговечности:

а)критерий усталости при многоцикловом нагружении (выносливости);

б)критерий усталости при малоцикловом нагружении;

в)критерий роста усталостных трещин под действием нагрузок механической природы;

г)критерий долговечности при коррозионно-механических нагрузках и воздействиях.

7.3.2Форму записи расчетного критерия в каждом конкретном случае определяют с учетомтипа связанной с критерием прочностной, динамической или статической задачи,выбранной расчетной схемы и способа представления нагрузок и воздействий.

7.3.3Рекомендации по применению расчетных критериев в методиках оценкиработоспособности и ресурса газопроводов приведены в приложениях Г,Д,Ж,И,К.

7.4 Оценка предельных (разрушающих) значенийнапряжений

7.4.1В соответствии с принятой процедурой оценки работоспособности и ресурса должнабыть получена расчетная оценка предельных (разрушающих) значений напряжений и(или) деформаций, соответствующих заданному уровню текущей дефектностирасчетного участка.

7.4.2Значения предельных напряжений должны быть определены на основе принятойсистемы расчетных критериев.

7.4.3Значения предельных напряжений и (или) деформаций должны быть определены дляфиксированного состояния конструкции, идентифицируемого наборомхарактеристических параметров, номенклатура которых является достаточной дляполучения расчетных оценок предельных напряжений и (или) деформаций на основевыбранных расчетных схем и критериев.

Вперечень параметров, идентифицирующих данное фиксированное состояниеконструкции, должны быть включены физико-механические характеристикиконструкционных материалов и характеристики дефектности.

7.4.4Значения физико-механических характеристик конструкционных материалов, входящихв перечень параметров, идентифицирующих конкретное состояние конструкции,должны быть определены с учетом их возможного изменения в процессеэксплуатации, вызванного влиянием внешней среды и (или) эксплуатационныхфакторов.

7.5 Оценка предельных (разрушающих) уровнейдефектности

7.5.1В соответствии с приведенной в 7.3 структурой расчетных критериев ис учетом результатов предварительного анализа повреждающих факторов имеханизмов деградации свойств объекта должна быть получена расчетная оценкапредельных (разрушающих) уровней дефектности, соответствующих заданнойсовокупности параметров расчетного участка.

7.5.2Получение расчетных оценок предельных (разрушающих) характеристик дефектностиэквивалентно определению в численной или аналитической форме зависимости междухарактеристиками реализуемого в пределах расчетного участканапряженно-деформированного состояния и значениями показателей дефектности, прикоторых впервые происходит нарушение соответствующих критериев прочности итрещиностойкости.

7.5.3Перечень параметров, характеризующих дефектность расчетного участка, долженбыть согласован с типом используемого расчетного критерия.

7.6 Оценка показателей ресурса расчетногоучастка по отношению к заданной системе нагрузок и воздействий

7.6.1Оценка показателей ресурса расчетного участка состоит врасчетно-экспериментальном определении наработки объекта от момента ввода вэксплуатацию или момента проведения соответствующих оценок до момента переходав предельное состояние.

7.6.1.1Если отсчет наработки ведется от момента ввода участка в эксплуатацию, топодлежит определению полный ресурс расчетного участка.

7.6.1.2Если отсчет наработки объекта ведется от момента проведения соответствующихоценок, то подлежит определению остаточный ресурс расчетного участка.

7.6.2Если расчеты выполняются в календарном времени, то подлежит определению срокслужбы расчетного участка. В частном случае срок службы может совпадать сресурсом расчетного участка.

7.6.3Переход расчетного участка в предельное состояние оценивают на основесоответствующего критерия предельного состояния.

7.6.4Несущая способность расчетного участка зависит уровня накопленных повреждений итекущей дефектности конструкции.

7.6.5Расчетная оценка уровня накопленных повреждений и текущей дефектностивыполняется на основе кинетических уравнений, устанавливающих связь междуфактическими значениями накопленных мер повреждений или скоростью их накопленияс показателями нагруженности и наработки (или срока службы) расчетного участка.

7.6.6Практические рекомендации по оценке уровня накопленных повреждений, расчетароста дефектов на основе соответствующих уравнений приведены в приложениях Г,Д,И,К.

7.7 Расчетная оценка прочности и остаточногоресурса участка газопровода с дефектами

7.7.1Расчетную оценку прочности и остаточного ресурса участка газопровода скоррозионными дефектами следует выполнять в соответствии с СТОГазпром 2-2.3-112 в следующей последовательности:

-в соответствии с требованиями СТОГазпром 2-2.3-112 определяют максимально допустимое утонение стенки С_доп,мм, с учетом принятого соотношения между длиной и шириной дефекта;

-проводят оценку средней скорости коррозии металла труб на основании данных окоррозионной агрессивности грунта, результатах непосредственного измеренияразмеров дефектов на рассматриваемом участке газопровода, результатахвнутритрубной инспекции на параллельных нитках газопроводов с учетом следующихдвух возможных вариантов.

Еслиимеются данные о глубине коррозионного повреждения, полученные с интервалом внесколько лет, то среднюю скорость коррозии v_кор,мм/год, вычисляют по формуле

,                                                                                                                (1)

гдес₁ -глубина коррозионного повреждения при первом измерении,мм;

с₂-глубина коррозионного повреждения при втором измерении, мм;

t_lи t₂ -продолжительность эксплуатации газопровода допроведения первого и второго измерения соответственно, год.

Если имеются данные о глубине коррозионногоповреждения только на момент обследования, то среднюю скорость коррозии v_кор,мм/год, вычисляют по формуле

,                                                                                                                       (2)

где с - глубинакоррозионного повреждения на момент измерения, мм;

t - срок эксплуатациигазопровода до проведения измерений, год.

Величину остаточного ресурсаТост, год, вычисляют по формуле

,                                                                                                         (3)

гдеc_факт- определяемая при измерении фактическая глубина коррозионного повреждения, мм.

7.7.2 Оценку работоспособности отводов, имеющихутонение стенки из-за эрозионного износа, проводят согласно рекомендациям Р51-31323949-42-99 [18]во взаимосвязи с оценкой прочности, определяемой величиной кольцевых напряженийот действия внутреннего давления.

Примечание - Эрозионный износ стенок труб на криволинейных участках газопроводаобусловлен высокими скоростями переносимых газом твердых частиц и являетсяодним из факторов, снижающих остаточный ресурс отводов.

7.7.3Контролю подлежат отводы на площадках газораспределительных станций, гребенки икомпенсаторы на подводных переходах.

7.7.4Оценку работоспособности труб с дефектами формы поперечного сечения выполняют всоответствии с инструкцией [9] и рекомендациями [19].

7.7.5Расчетно-экспериментальную оценку работоспособности и ресурса участковгазопроводов с трещинами и трещиноподобными дефектами выполняют в соответствиис инструкцией [9] и методикой [16].

8 Обработка результатов расчета, выдача рекомендаций

8.1 Оценка показателей остаточного ресурсаучастка газопровода

8.1.1Если физическому участку газопровода на этапе формирования был поставлен всоответствие один расчетный участок, то в качестве остаточного (полного)ресурса участка газопровода принимают остаточный (полный) ресурс расчетногоучастка.

8.1.2 Если одному и тому же физическому элементу висходной анализируемой конструкции на этапе формирования расчетных участковбыло поставлено в соответствие более одного расчетного участка, каждый изкоторых соответствует определенному типу дефектности или механизму накопленияповреждений, то в качестве окончательной расчетной оценки ресурса принимаютминимальное из полученных значений.

8.2 Обоснование продления срока эксплуатации

8.2.1По результатам анализа работоспособности и ресурса участка газопровода могутбыть приняты три варианта решений о дальнейшей деятельности.

8.2.1.1Продолжение эксплуатации участка без изменения режима до полного исчерпания илидостижения заданных показателей остаточного ресурса (или в течение заданногокалендарного времени в пределах располагаемого остаточного срока службы).

8.2.1.2Продолжение эксплуатации участка при условии уменьшения его нагруженности доуровня, обеспечивающего достижение располагаемого расчетного остаточногоресурса не ниже назначенного продленного ресурса. Такое решение следуетрассматривать в качестве временной меры, направленной на поддержание частичнойработоспособности участка газопровода в течение ограниченного срока принедопустимости его немедленного отключения по экономическим или организационнымпричинам.

8.2.1.3Прекращение эксплуатации с целью проведения частичного ремонта или заменыучастка.

8.2.2Основанием для продолжения эксплуатации участка в прежнем режиме являетсяпревышение полученного расчетного значения остаточного ресурса по сравнению сназначенным по итогам анализа продленным ресурсом.

8.3 Планирование очередности проведенияинспекций технического состояния

8.3.1Планирование содержания и очередности проведения инспекций техническогосостояния рассматривают в качестве составляющей общего анализаработоспособности и ресурса участка газопровода.

8.3.2Планирование содержания и очередности проведения инспекций основано наприменении базовых алгоритмов оценки работоспособности и ресурса, рассмотренныхв настоящем стандарте.

8.3.3Результаты работы должны удовлетворять базовому принципу, положенному в основуорганизации мониторинга технического состояния участка газопровода, состоящемув том, что планируемые инспекции технического состояния должны обеспечиватьвыявление дефектов и повреждений в газопроводе в номенклатуре и типоразмерах,гарантирующих сохранение работоспособного состояния конструкции в течениезаданного временного периода после инспекции.

Примечание - Продолжительность пребывания объекта в работоспособном состояниидолжна быть достаточной для проведения восстановительных работ на газопроводеили планового изменения эксплуатационного режима на более безопасный режим,определенный с учетом текущего технического состояния конструкции.

8.3.4Для обеспечения требований 8.3.3 необходимо решение следующих дополнительных поотношению к базовой процедуре оценки работоспособности и ресурса задач:

-установление периодичности и объемов инспекций;

-задание требований к чувствительности диагностической аппаратуры;

-задание перечня и численных значений характеристических параметровгарантированно обнаруживаемых дефектов и повреждений.

8.3.5Сроки проведения повторной (или очередной) инспекции технического состояниягазопровода могут быть оценены на основе вероятностно-статистического подходаисходя из значений локальной интенсивности аварий для заданной вероятностибезотказной работы участка газопровода в пределах временного интервала междуинспекциями в соответствии с 8.4 и положениями РД 51-4.2-003-97 [12].

8.4 Оценка времени проведения повторнойэкспертизы с целью продления срока безопасной эксплуатации газопроводов наоснове вероятностного подхода

8.4.1Время проведения повторной экспертизы промышленной безопасности с цельюпродления срока эксплуатации рассчитывают исходя из значений локальнойинтенсивности аварий λ_л и для заданной величины вероятностибезотказной работы участка газопровода за этот период времени.

8.4.2Значения локальной интенсивности аварий определяют на основании статистическихданных об инцидентах и отказах на газопроводах и по результатам экспертныхоценок конструктивно-технологических особенностей, условий строительства,эксплуатации и текущего технического состояния участков газопровода.

8.4.3Оценку локальной интенсивности аварий на участках газопровода проводят всоответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

8.4.4Интенсивность аварий измеряют количеством аварий на участке газопровода длиной1000 километров за один год его эксплуатации.

Примечание - По статистическим данным в среднем на российских магистральныхгазопроводах интенсивность аварий составляет 0,2 аварии в год на 1000 км.

8.4.5Интенсивность аварий обследуемого локального участка газопровода вычисляют всоответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084 по формуле

,                                                                                     (4)

гдеl_рег среднестатистическаяинтенсивность аварий для региона прокладки газопровода;

k_D-коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности аварий от диаметрагазопровода;

B_ср =3,65 - балльная оценкадля среднестатистического участка российского газопровода (по десятибалльнойшкале);

р_i,q_ij-весовые коэффициенты, учитывающие относительный вклад каждого фактора внутрикаждой из групп технологических и природных факторов влияния;

F_ij-балльные оценки факторов риска для обследуемого участка газопровода.

8.4.6Значения параметров l_рег, k_D, р_i, q_ij- и балльных оценок факторов риска F_ij- в зависимости от конструктивно-технологических особенностей, условийстроительства и эксплуатации, текущего технического состояния рассматриваемогоучастка газопровода определяют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

8.4.7Вероятность Р(n≥ 1) возникновения одной или более аварий на обследуемом участкегазопровода с учетом вычисленного по формуле (4) значения интенсивности аварийλ_л вычисляют по формуле

Р(n ³ 1) = 1 - exp(-l_л ∙ t ∙ L/1000),                                                                             (5)

гдеL - протяженность обследуемого участка газопровода, км;

t - время дальнейшей эксплуатации этого участка,год.

8.4.8Для проведения экспертной оценки отдельно взятого обследуемого участкагазопровода назначают участки, расположенные до и после компрессорной станции(КС) и находящиеся в зоне ответственности одного линейно-производственногоуправления (ЛПУ).

Примечание - Длина таких участков в среднем составляет около 60км.

8.4.9Время до проведения следующей экспертизы промышленной безопасности с цельюпродления срока безопасной эксплуатации таких участков рассчитывают исходя изтого, что за устанавливаемый срок вероятность безаварийной работы участкасоставит 0,9, а вероятность отказа, соответственно, Р(n ³ 1) = 0,1.

8.4.10Время до проведения следующей экспертизы t,год, для обследуемого участка газопровода протяженностью 60 км вычисляют поформуле

.                                                                                                         (6)

8.4.11Если рассчитанное время до проведения следующей экспертизы оказывается менее 5лет, то проводят рекомендуемые экспертной организацией мероприятия по повышениюэксплутационной надежности, затем определяют новые значения локальнойинтенсивности аварий на участке и назначают сроки проведения следующейэкспертизы с учетом проведенных мероприятий.

Приложение А
(рекомендуемое)

Методика оценки коррозионной агрессивности грунта на основебалльной системы

А.1Методика предназначена для оценки комплексного показателя, характеризующегокоррозионную агрессивность грунта (КА) вдоль трассы газопровода с цельюпоследующего районирование местности по признаку КА.

А.2В качестве комплексного показателя коррозионной агрессивности принимаетсябалльная оценка, рассчитанная на основе требований, представленных в таблицеА.1. Оценка коррозионной агрессивности по сумме набранных баллов осуществляетсяна основе данных, приведенных в таблице А.2.

А.3Районирование местности предусматривает выделение участков вдоль трассы сзаданными (постоянными в пределах участка) значениями комплексного показателякоррозионной агрессивности.

Таблица А.1 -Балльная система оценки коррозионной агрессивности грунта

Таблица А.2 -Классификация грунтов по показателю коррозионной агрессивности

А.4 Для прогноза необходимоопределить минимум 10 характеристик. Если определены не все характеристики, тоследует указать область разброса, которую находят прибавлением к найденнойсумме наибольших и наименьших баллов тех факторов, которые не были исследованы.Область разброса характеризует надежность прогноза.

Приложение Б
(рекомендуемое)

Пример анализапотенциально опасных участков с повышенной коррозионной агрессивностью

Б.1 На рисункахБ.1(a) и Б.1(б) показаны графики, характеризующие раскладку труб и типвнешнего изоляционного покрытия рассматриваемого газопровода. На рисункахБ.1(в) и Б.1(г) приведены значения комплексного показателя коррозионнойагрессивности, оцененного на основе балльной системы, рассмотренной в приложенииА. На рисункеБ.1(д) приведены значения защитного потенциала, определенные по результатамизмерений.

Б.2По результатам анализа исходной информации о свойствах грунтов были оцененызначения показателей коррозионной агрессивности на различных участкахгазопровода и на этой основе составлен перечень потенциально опасных участков.

Примечание - При оценке технического состояния было учтено, что впроцессе обследования не были выявлены признаки, свидетельствующие офактическом или вероятном наличии в газопроводе дефектов, вызванныхкоррозионным растрескиванием, и предрасположенности к процессам коррозионногорастрескивания металла труб.

а	Координата вдоль трассы х, км

1 - 717´8 мм 19Г;2 - 717´10 мм 19Г; 3 - 508´9,5 мм"Ц"

б	Координата вдоль трассы х, км

1 - нормальная; 2- усиленная; 3 - весьма усиленная

Рисунок Б.1 - Сопоставлениеразнородных факторов при анализе потенциально опасных участков по признакуповышенной коррозионной агрессивности грунта

Б.3 На рисункеБ.2 вертикальными столбцами показано расположение выявленных потенциальноопасных участков, предрасположенных к ускоренному развитию коррозионныхповреждений. Высота столбцов на рисункеБ.2 соответствует значению показателя коррозионной агрессивности на данномучастке. Круговыми маркерами показаны координаты выполненных ранее шурфов, агоризонтальной линией - расположение участков, подвергнутых гидравлическимиспытаниям после ремонта.

Примечание - На рассматриваемом участке газопровода в предшествующий период врамках плановых технических обследований было выполнено около 20 шурфов собследованием состояния металла труб в зонах шурфов, а также более 100 шурфов врамках обследования состояния систем ЭХЗ (рисунокБ.3).

Б.4Сопоставление результатов, приведенных на рисунках Б.2и Б.3,показывает, что в пределах потенциально опасных участков и в непосредственнойблизости к ним было выполнено в общей сложности более 120 шурфов. На отдельныхпотенциально опасных участках с интервалом в 1-3 года было проведено несколькообследований, что дает основания для осторожных оценок скорости коррозии наданных участках.

Фактическая глубина максимальных обнаруженныхкоррозионных повреждений составила менее 1 мм. В рамках предположения о том,что максимальные коррозионные повреждения были накоплены за последние 5-10 летэксплуатации, то это дает оценку расчетной скорости коррозии на уровне 0,1-0,2мм/год.

Потенциально опасные участки

Рисунок Б.2 - Расположение потенциально опасных участковпо трассе газопровода

Координата вдоль трассы х, км

Рисунок Б.3 - Состояние металла в шурфах по результатамвыполненных обследований

Б.5В соответствии с рекомендованным алгоритмом при оценке технического состояниядолжны быть использованы методы анализа, обеспечивающие консервативностьпрогнозируемых значений остаточного ресурса.

Для обеспечения консервативности были использованыследующие гипотезы:

-при оценке остаточного ресурса максимальная расчетная скорость коррозии былапринята равной 0,3 мм/год, что в 1,5-2 раза выше наиболее неблагоприятныхоценок;

-расчетная оценка предельных размеров поверхностных дефектов была выполнена наоснове критериев механики разрушения, в предположении, что в пределах гладкогокоррозионного дефекта находится трешиноподобный концентратор;

-при задании характеристик текущей дефектности были приняты оценки, как минимумв два раза превышающие максимальные размеры дефектов, выявленных в рамкахвыполненных обследований.

Б.6В таблицах Б.1 и Б.2 приведены характеристики прочности, пластичности ипредельной деформации стали марки 17Г1С. Данные представлены в формате,обеспечивающем проведение расчетов несущей способности газопровода с трещинамина основе методики [16], с учетом требований приложения В.

Таблица Б.1 -Физико-механические характеристики стали 17Г1С

Таблица Б.2 -Характеристики трещиностойкости стали 17Г1С

Б.7На рисунке Б.4 показаны области допустимых размеров дефектов, рассчитанные покритерию трещиностойкости на основе методики, приведенной в [16] и приложенииЖ, для участка газопровода диаметром D = 820 мм, толщиной стенки t= 9 мм, изготовленного из стали 17Г1С с проектным давлением Р = 5,5 МПа.

Кривая1 построена при кольцевых напряжениях s₁= 250 МПа, соответствующих проектному рабочему давлению Р = 5,5 МПа, акривая 2 - при напряжениях s_1к= 1,6 s₁= 400 МПа.

Полудлина трещины а, м

Рисунок Б.4 - Оценка остаточного ресурса участка газопровода

Б.8Согласно расчету дефекты, расположенные выше кривой 1, приведут к разрушениюгазопровода при напряжениях, не превышающих рабочее значение. При этом для всехдефектов, образы которых расположены ниже кривой 2, разрушающие напряжения неменее чем в 1,6 раза будут больше рабочих.

Такимобразом, кривая 2 является условной границей области допустимых расчетныхдефектов, обеспечивающей требуемый коэффициент запаса по разрушающим нагрузкам.

Кривая3 ограничивает область размеров начальных дефектов.

Прерывистойлинией (маркер 4) показана толщина стенки трубы.

Б.9Круговыми маркерами с индексами 1 и 2 показаны начальные и конечные размерыхарактерных дефектов.

Примечание - Подрастание дефекта А в процессе эксплуатации,характеризуемое переходом дефекта из состояния А1 в состояние А2, соответствуетнарушению расчетного условия прочности. Подрастание дефекта В и переход изсостояния В1 в состояние В2 эквивалентно фактическому разрушению газопровода.

Б.10В рамках принятых исходных предположений на основе результатов выполненногоанализа сделан вывод о том, что расчетная оценка остаточного ресурса участкагазопровода, определяемая продолжительностью подрастания дефекта А из состоянияА1 в состояние А2, составит семь лет.

Приложение В
(рекомендуемое)

Физико-механические характеристики металла труб, необходимые дляоценки прочности и ресурса газопроводов

В.1 Характеристики прочности итрещиностойкости трубных сталей

В.1.1В разделе приведен перечень физико-механических характеристик трубных сталей,необходимых для оценки прочности и ресурса газопроводов.

В.1.2 Первую группу составляют параметры,характеризующие прочность, пластичность и предельную деформацию при растяжении:

-условный предел текучести при растяжении s_0,2,МПа;

-временное сопротивление (предел прочности) при растяжении s_в,МПа;

-предельная деформация при растяжении e_в;

-параметры аппроксимации диаграммы деформирования, например на основе моделиРамберга-Осгуда, s_у,МПа и n.

В.1.3Вторую группу составляют параметры, характеризующие трещиностойкость стали. Кним относятся:

-критический коэффициент интенсивности напряжений при плоской деформации K_IC, МПа·м^1/2,

Примечание - Критический коэффициент интенсивности представляет собойхарактеристику сопротивления материала возникновению хрупкого разрушения вобласти упругих деформаций.

-критическое значение J-интегралаJ_1С,МДж/м²;

Примечание - Критическое значение J -интегралапредставляет собой характеристику сопротивления материала инициированиюхрупкого разрушения в области упругопластических деформаций.

-критическое раскрытие в вершине трещины d_1С,м;

Примечание - Критическое раскрытие в вершине трещиныпредставляет собой характеристику сопротивления материала инициированиюхрупкого разрушения в области упругопластических деформаций.

В.1.4Характеристики трещиностойкости должны быть определены при нескольких значенияхтемпературы для оценки влияния температуры эксплуатации (испытаний) на значенияопределяемых величин. В качестве характерных температур рекомендуется выбратьследующие значения: 20; 0; минус 20; минус 40; минус 60 °С.

В.1.5Методы определения характеристик трещиностойкости при статическом нагружениирегламентированы ГОСТ25.506 и методическими указаниями [20].

В.2 Программа расширенных лабораторных испытаний сцелью определения физико-механических характеристик основного металла и металласварных соединений

В.2.1Целью лабораторных испытаний является определение значений физико-механическихпараметров, с достаточной полнотой характеризующих прочностные, деформационныеи ресурсные показатели образцов при заданных модельных режимах нагружения.

Наоснове результатов лабораторных испытаний должны быть определены значенияпараметров, входящих в критериальные уравнения прочности и трещиностойкости, атакже параметры соответствующих кинетических уравнений, характеризующихпроцессы накопления повреждений, зарождения и развития дефектов в наиболеенагруженных зонах конструкции.

В.2.2Испытания на растяжение стандартных образцов, вырезанных из основного металла иметалла сварных швов, с целью определения диаграммы деформирования приквазистатическом растяжении (испытания проводятся на продольных и поперечныхобразцах).

Правилаподготовки образцов и методы определения механических свойств установлены ГОСТ 1497.

Порезультатам испытаний определяют:

-условный предел текучести s_0,2, МПа;

-временное сопротивление (предел прочности) при растяжении s_в,МПа;

-предельная деформация при растяжении e_в;

-относительное сужение образца в шейке y;

-максимальные напряжения при разрыве S_k, МПа;

-параметры аналитической аппроксимации диаграммы деформирования.

В.2.3Испытания стандартных образцов на ударную вязкость по Шарпи и Менаже (KCV, KCU)(образцы вырезаются из основного металла и металла сварных соединений).

Показателиударной вязкости должны быть определены на образцах с ориентацией LR, LC, CR,CL (см. рисунок В.1) при температурах 20, минус 20 °С.

Ударнуювязкость по Шарпи следует определять по ГОСТ9454 на образцах типов 11-13. Ударную вязкость по Менаже следует определятьпо ГОСТ9454 на образцах типов 1-3.

Рисунок В.1 - Ориентация образцов на KCV и изгибных образцов натрещиностойкость

В.2.4Характеристики трещиностойкости J_IСи d_IСосновного металла при статическом нагружении определяют на образцах сориентацией LC и CL (см. рисунок В.2) на образцах типа 3 по ГОСТ25.506.

Характеристикитрещиностойкости J_IСи d_IСметалла сварного соединения при статическом нагружении определяют на образцахтипа 3 по ГОСТ25.506 с ориентацией LC и надрезами, расположенными на различныхрасстояниях от срединной плоскости шва.

В.2.5Усталостные испытания образцов при циклическом нагружении с целью определенияпараметров, характеризующих процессы накопления повреждений и зарождениядефектов в условиях многоцикловой и малоцикловой усталости.

Испытанияобразцов в режиме многоциклового нагружения следует проводить в соответствии с ГОСТ25.504.

Испытанияобразцов при малоцикловом нагружении следует проводить в соответствии сметодическими указаниями [21].

Порезультатам испытаний должны быть определены:

-кривые усталости при малоцикловом и многоцикловом нагружении;

-получены фактические экспериментальные данные для оценки точности прогнозныхрасчетно-аналитических моделей оценки ресурса при циклическом нагружении.

Рисунок В.2 - Ориентация образцов для испытаний навнецентренное растяжение (образец на трещиностойкость, тип 3 по ГОСТ 25.508-85)

В.2.6Испытания компактных образцов на циклическую трещиностойкость с цельюопределения кинетических диаграмм развития трещин и трещиноподобных дефектовпри циклическом нагружении следует проводить в соответствии с методическимиуказаниями [22].

Порезультатам испытаний должны быть определены:

-кинетические диаграммы усталостного роста трещин;

-значения параметров, входящих в уравнения роста трещин при циклическомнагружении (в наиболее простом случае - константа С и показатель степенит в уравнении Пэриса);

-получены расчетные оценки ресурса по критерию роста усталостных трещин взависимости от размеров исходного дефекта и режима нагружения.

В.2.7Испытания предварительно деформированных образцов в соответствии срекомендациями В.2.3-В.2.5 проводят после предварительного растяжения образцовв продольном направлении до значений полной продольной деформации e_pre, равной 0,01; 0,05 и0,1.

В.2.8Объем испытаний.

Прииспытаниях по В.2.2 для определения механических свойств основного металла илиметалла сварного соединения заготовки, конструктивного элемента, готовогоизделия или образца-свидетеля должно быть испытано не менее трех однотипныхобразцов.

Прииспытаниях по В.2.3 с целью определения ударной вязкости по Шарпи и Менажедолжно быть испытано не менее пяти однотипных образцов по каждому видуиспытаний.

Прииспытаниях по В.2.4 с целью определения характеристик трещиностойкости пристатическом нагружении должно быть испытано не менее пяти однотипных образцов.

Прииспытаниях по В.2.5 с целью построения кривых усталости при малоцикловом имногоцикловом нагружении должно быть испытано не менее трех образцов длякаждого фиксированного максимального уровня напряжения или деформации в цикленагружения.

Прииспытаниях по В.2.6 компактных образцов на циклическую трещиностойкость должнобыть испытано не менее трех образцов.

Прииспытаниях предварительно деформированных образцов по В.2.7 должно бытьиспытано по два образца при каждом виде испытаний.

Приложение Г
(рекомендуемое)

Кинетические уравнения роста дефектов

Г.1 Уравнения роста коррозионных дефектов

Г.1.1 Рост коррозионных дефектов типа общего илокального утонения

Г.1.1.1Для получения прогнозных оценок развития дефектов общей и локальной коррозиидолжны быть интегрированы дифференциальные уравнения первого порядка (Г.1).

,  ,  .                                                                         (Г.1)

В формуле (Г.1) использованы следующие обозначения:

а,b, с - длина, глубина и ширинакоррозионного дефекта, м;

, ,  - скорости ростадефекта в длину, глубину и ширину, м/год;

t - время, год.

Г.1.1.2Скорость подрастания коррозионного дефекта устанавливается в зависимости отусловий эксплуатации и коррозионной агрессивности грунта вдоль газопровода. Вкачестве расчетных оценок рекомендуется принимать скорости подрастаниякоррозионного дефекта в длину и ширину в 20-50 раз больше скорости ростакоррозии в глубину.

Г.1.2 Рост трещин коррозионного растрескивания

Дляописания процесса коррозионного растрескивания могут быть использованы уравнениякоррозионной стойкости, записанные относительно длительно действующихквазистатических напряжений:

.                                                                                                             (Г.2)

Уравнение(Г.2) связывает максимальные напряжения σ с параметром времени.Коэффициенты A_t, m_ct описывают эмпирическуюзависимость циклического и (или) квазистатического процессов коррозионногорастрескивания; s_th- пороговое напряжение, ниже которого коррозионного растрескивания ненаблюдается.

Финальнымсобытием процесса коррозионного растрескивания является образованиемакроскопической трещины. При этом формула (Г.2) определяет время дообразования макроскопической трещины или до разрушения конструктивного элементав зависимости от величины приложенного напряжения.

Скоростьроста трещин коррозионного растрескивания при квазистатическом нагруженииопределяется скоростью роста максимальной из наблюдаемых микротрещинаналогичной зависимостью вида

;  ,

где , , m - константы, определяемые экспериментально.

Г.2 Уравнения роста усталостных трещин

При расчете роста трещин в стенке трубопроводапримем следующие исходные допущения:

-форма поверхностной трещины может быть аппроксимирована полуэллипсом сразмерами полуосей а (глубина) и b (полудлина);

-в процессе роста полуэллиптическая (эллиптическая) форма трещины не изменяется,а изменяется лишь отношение а/b;

-применимы модели линейной механики разрушения.

Рассматриваютсятри модели описания роста усталостных трещин в коррозионной среде в зависимостиот объема и достоверности исходной информации.

Кинетическиеуравнения роста трещиноподобных дефектов при циклическом нагружении вотсутствие коррозионного воздействия имеют вид

;,                                                               (Г.3)

где а, b - глубина и полудлина трещиноподобного дефекта приполуэллиптической аппроксимации формы;

N - число циклов (блоков)нагружения;

C_а, С_b - коэффициенты эмпирических уравнений Пэриса;

m_а, m_b- показатели степени эмпирических уравнений Пэриса;

DK_а,DK_b- размахи коэффициентов интенсивности напряжений (КИН);

K_{mах a},K_{mах b}     максимальныезначения КИН;

K_th- пороговое значение КИН;

K_IС- критическое значение КИН для трещины I типа (нормального отрыва).

Следуетразличать два варианта расчета показателей ресурса по критерию ростаусталостных трещин.

Первыйвариант предусматривает оценку остаточного ресурса конструкции с уже выявленнымтрещиноподобным дефектом по критериям усталостного и (или)коррозионно-усталостного роста трещин. В этом случае полученное значениеостаточного ресурса (срока службы) будет достаточно достоверным, спогрешностью, определяемой точностью исходных данных и выбранным расчетнымметодом, соответствовать реальной долговечности конструктивного элемента.

При втором варианте оценка ресурса конструкции покритериям развития усталостных и (или) коррозионно-усталостных трещин являетсязавершающим этапом оценки ресурса по комплексным критериям усталости. Расчет покомплексным критериям усталости предусматривает последовательное выполнениедвух расчетных этапов. На первом этапе определяется наработка или календарнаяпродолжительность времени до момента зарождения трещиноподобного дефекта,определяемого по критериям малоцикловой или многоцикловой усталости. В рядеслучаев появление макроскопического трещиноподобного дефекта может нерассматриваться в качестве критерия предельного состояния. В этом случаевыполняется второй этап анализа - расчет остаточного ресурса по критерию ростаусталостных трещин. Начальные характеристики трещиноподобного дефекта должныбыть заданы на основе дополнительного анализа. В качестве приближенных оценокначальных размеров могут быть использованы значения, определенные на основеданных о предельной разрешающей способности диагностических средств контроля.

Прогнозируемоезначение остаточного ресурса в этом случае будет определяться суммой значенийостаточного ресурса, определенных по критериям усталости и усталостного ростатрещин.

Приложение Д
(рекомендуемое)

Расчет показателейресурса по критериям усталости

Д.1 Общие сведения о процессах накопленияусталостных повреждений

Усталостьюматериала называется совокупность процессов, характеризующихся накоплениеммикроповреждений и последующим возникновением локальных очагов разрушения(усталостных трещин) при длительном воздействии переменных (в частном случае -циклических) напряжений.

Различаютявления малоцикловой усталости и многоцикловой усталости (выносливости).Малоцикловой усталостью называют явление, при котором усталостное повреждениеили разрушение происходит при упругопластическом деформировании. Примногоцикловой усталости (выносливости) указанные явления развиваются в основномпри упругих напряжениях. Малоцикловой усталости соответствует диапазондолговечностей до N = 5·10⁴ циклов - значения, принятого вкачестве условной границы, разделяющей малоцикловую и многоцикловую усталость.По деформациям в качестве приближенной границы принимают значения максимальныхциклических деформаций е »(1,0-2,0)·10^-3.

Дляопределения типа разрушения и выбора метода расчета (статическая прочность,малоцикловая усталость, выносливость) следует оценить максимальные напряженияцикла и предполагаемое количество циклов за расчетный срок эксплуатации вопасных сечениях трубопровода в зонах концентраторов напряжений.

Подлежатучету следующие группы нагрузок: низкочастотное изменение внутреннего давления,собственный вес трубопровода и перекачиваемого газа, вес присоединенныхмассивных элементов (арматура, фланцы и т.д.), температурные воздействия,вибрации, сейсмические, ветровые и гидродинамические циклические нагрузки.

Длярасчетов на усталость требуется информация о параметрах нагрузок в соответствиис требованиями, приведенными в таблице Д.1.

Таблица Д.1 -Характеристики напряжений в цикле нагружения

Для случайного илиповторно-переменного нагружения необходимо выделить в блоке нагружения циклыравных (внутри диапазона) амплитуд. Способы схематизации таких видов нагруженияпредставлены в ГОСТ25.101.

Д.2 Характеристики усталостной долговечности

Основнымисточником информации о характеристиках усталостной прочности (долговечности)являются диаграммы усталостной прочности (кривые Велера) и диаграммы предельныхамплитуд.

Полнаядиаграмма усталостной прочности связывает долговечность, выраженную через числоциклов N до разрушения, иамплитуду циклических напряжений σ_a[20,24].Диаграмма охватывает по напряжениям диапазон от предела прочности s_вдо предела усталостиs_R.На диаграмме усталости выделяют участки, отличающиеся друг от друга механизмомдеформирования и финального разрушения.

Областьмалоцикловой усталости расположена по напряжениям в интервале между пределомпрочности и динамическим пределом текучести . Если скорость изменения нагрузок невелика, то динамическийпредел текучести равен пределу текучести s_Tпри статическом нагружении.

Напряженияσ < σ_Tсоответствуют области обычной многоцикловой усталости. Основанием дляпроведения расчетов на малоцикловую усталость служит превышение амплитудойнапряжения в стенке трубы на фронте дефекта-концентратора условного пределатекучести.

Инженерныетребования к проведению расчетов на выносливость определяются в СНиП наметаллоконструкции и ПНАЭГ-7-002-86 [25]исходя из выполнения ряда условий. Так, если число смен напряжений (циклов N)с амплитудой, превышающей 15 % от расчетного уровня (любая компонентаноминальных напряжений в стенке трубопровода), удовлетворяет условию N< 1000, то считается, что трубопровод работает в условияхповторно-статического нагружения и достаточен расчет на статическую прочность.При N > 1000 необходимо проводить расчеты на выносливость с учетомусталостных механических характеристик материала, полученных по результатамсоответствующих испытаний на усталостную долговечность на стандартных образцахи пересчитанных на реальные условия конструктивного элемента трубопровода сдефектами заданного типа.

Стандартныехарактеристики усталостной долговечности получают при испытаниях стандартныхобразцов из трубопроводных сталей в соответствии с ГОСТ25.504 на растяжение-сжатие и (или) изгиб. В таблице Д.2 приведены основныехарактеристики сопротивления усталости, используемые в расчетах навыносливость.

Таблица Д.2 -Характеристики материалов, используемые в расчетах на выносливость

В таблице Д.3 приведенынекоторые коэффициенты из большой группы аналогичных по смыслу параметров,характеризующих чувствительность предела выносливости по отношению к различнымтехнологическим, эксплуатационным и иным факторам.

Основныехарактеристики сопротивления усталости определяют по кривой усталости. Значениепредела выносливости обычно определяют на базе испытаний 107 циклов. Значенияхарактеристик сопротивления усталости могут быть получены по результатамиспытаний при мягком и жестком нагружении. В первом случае результатыпредставляют в виде зависимости числа циклов до разрушения от уровня напряженийв цикле. Во втором случае - в виде зависимости числа циклов от характернойдеформации цикла.

Таблица Д.3 -Коэффициенты, характеризующие чувствительность предела выносливости к различнымтехнологическим и эксплуатационным факторам

Механизм процессанакопления повреждений и разрушения, прогноз долговечности строятся на основеприближенных моделей, в которых в уравнения накопления повреждений в качествепараметров входят характеристики материала, определяемые при специальныхрежимах нагружения [21-23].

Приотсутствии прямых данных о пределах выносливости материала при асимметричныхциклах напряжений (диаграмм предельных напряжений или предельных амплитуд)рекомендуется применять формулу Хейвуда

,                                                                               (Д.1)

Влияниетемпературы в диапазоне изменения минус 40...0 °С составляет 20 % (). При более высоких температурах следует применять поправку,вычисляемую по формулам

,Т₀ = 293° K, ξ₀ =0,7 - 0,003s_BT₀.                                                   (Д.2)

Приприменении данных, полученных при испытаниях на полированных образцах, следуетввести поправку на предел выносливости .

Влияние концентрации напряжений, масштабного фактораи типа нагружения должно быть учтено в соответствии с рекомендациями,приведенными в ГОСТ 25.504.

Определениехарактеристик усталости материала проводят по результатам стандартных испытанийобразцов по методикам, регламентированным ГОСТ25.101, ГОСТ25.502, ГОСТ25.504.

Дляучета влияния коррозионной среды на характеристики сопротивления усталостиприменяют диаграммы усталости, аналогичные приведенным выше, полученные прииспытаниях в коррозионно-агрессивных естественных или искусственных условиях.При этом следует иметь в виду, что кривые коррозионной усталости, как правило,не имеют предела выносливости, либо в качестве базовой характеристики пределавыносливости в коррозионной среде принимается предельная амплитуда цикловнапряжений на базе испытаний 5 ∙ 10⁷ циклов.

Д.3 Расчет долговечности по критериюмногоцикловой усталости (расчет на выносливость)

Втаблице Д.4 представлены эмпирические соотношения, формализующие кривыеусталости [23].Их применение требует оценивания эмпирических коэффициентов (второй столбецтаблицы). Основными характеристиками критериев разрушения при многоцикловойусталости (выносливости) служат число циклов до разрушения и пределвыносливости.

Таблица Д.4 -Варианты кривых усталости

Для инженерных расчетовдопустима двухточечная аппроксимация кривой усталости, описываемая следующимуравнением:

,                                                                                                         (Д.3)

где N_-1 - число цикловнагружения, соответствующее точке перегиба усталостной кривой;

s_L- характерное напряжение, соответствующее разрушению металла при статическойнагрузке;

s_-1- предел выносливости металла труб;

N - предельное числоциклов, соответствующее максимальному напряжению s, где s< s_L.

Длянадземных газопроводов s_L= s_0,2.

Влияние на сопротивление усталостному разрушениютехнологических, конструкционных и физико-химических факторов учитываетсявведением эмпирических коэффициентов:

.                                                                   (Д.4)

Вформуле (Д.4) k₁..,- коэффициенты, учитывающие, соответственно, степень обработки поверхности,концентрацию напряжений в опасном сечении; влияние масштабного фактора ивлияние асимметрии цикла нагружения.

Приизвестной величине переменных напряжений (взятых из натурного эксперимента илиполученных расчетным путем) число циклов до разрушения участка трубопроводаможно определить по формуле:

.                                                                                (Д.5)

Приотсутствии прямых данных, полученных по результатам лабораторных испытанийконкретного материала, в качестве ориентировочного может быть принято значение,полученное на основе приближенной зависимости s_-1=0,4s_B.Для металла газопроводных труб рекомендуется принимать N₁ = 10⁷.

Примногокомпонентном циклическом нагружении, которое характерно для случайного и повторно-переменногорежимов, расчет выносливости производят по критерию линейного суммированияповреждений:

,                                                                                                                       (Д.6)

где N_i- число циклов нагружения i-йамплитуды и заданного коэффициента асимметрии,

[N_i]- предельное число циклов для нагружения i-йамплитуды напряжений,

I- число компонент нагружения,

Ф -назначенная предельная мера повреждений (полагается Ф_*£1).

Еслив качестве базового для расчета наработок N_iвыбран один год эксплуатации, то остаточный ресурс конструктивного элемента сучетом коэффициента запаса по выносливости 10 будет равен:

.                                                                                                                      (Д.7)

Д.4 Расчет долговечности по критериюусталости (метод условных упругих напряжений)

Д.4.1Формализация расчетных циклических напряжений

Расчетпо обобщенным критериям усталостного разрушения выполняется с учетом асимметриицикла по амплитудам условных упругих напряжений цикла, равнымпроизведению местной упругой или упруго-пластической деформации (определяемойрасчетом или экспериментально) на модуль упругости. При деформациях, непревышающих деформаций предела текучести, значения условных и действительныхнапряжений совпадают.

Длярасчетного определения условных упругих напряжений используются диаграммыстатического и циклического упруго-пластического деформирования. При отсутствиидиаграмм циклического деформирования вводится условная диаграмма циклическогодеформирования, получаемая удвоением величин деформаций и напряжений кривойстатического растяжения.

Дляданного эксплуатационного режима расчетная последовательность изменения вовремени действующих нагрузок и воздействий формализуется в видеквазистатической кусочно-линейных или циклических зависимостей всех номинальныхнапряжений s_y, s_z, t_yz.

Шагдискретизации по времени при записи результатов должен позволять корректноотслеживать экстремальные (пиковые) значения этих напряжений. По компонентамноминальных напряжений s_y, s_z, t_yz в опасных точкахокрестности дефекта пересчитываются развертки в календарном времениэксплуатации или по циклам наработки (циклограммы) главных номинальныхнапряжений s_i, s_j, s_k (s_i > s_j > s_k) (см. рисунок Д.1).

Рисунок Д.1 - Циклограмма нагружения

Поциклограммам главных напряжений определяются моменты наработки N₁, N₂,...N_l, ...N_m, соответствующие достижению экстремума любым изтрех главных напряжений s_i, s_j, s_k. Для начального N₀ и конечного N_m+1моментов наработки принимаем s_i = s_j = s_k = 0. Для всех моментов наработки определяютсязначения приведенных номинальных напряжений по формулам

(s)_ij,l = s_i,l – s_j,l, (s)_jk,l = s_j,l – s_k,l, (s)_ik,l = s_i,l – s_k,l, l = 0,..., m+ 1.                         (Д.8)

Общийпроцесс изменения во времени приведенных номинальных напряжений (σ)_ij,(σ)_jk,,(σ)_ikпредставляет собой ряд последовательных полуциклов. В пределах каждогополуцикла приведенное напряжение изменяется монотонно. Моменты наработки,определяющие концы полуциклов, обозначаются 0, 1, 2,..., l,...,т (номера полуциклов). Каждый полуцикл характеризуется своимиминимальными и максимальными за время полуцикла алгебраическими значениями(пиками нагрузки):

; ; ; ; ; ,                                                                                                 (Д.9)

и размахами (илиудвоенными амплитудами) приведенных номинальных напряжений:

; ;                        (Д.10)

где l = 0,…, m

Размахноминальных приведенных напряжений при проверке на статическую прочность (s)_sопределяется следующим образом:

.                                                                      (Д.11)

Длярасчета ресурса по критерию усталостного разрушения требуется коэффициентасимметрии приведенных условно упругих напряжений r*.Его определение следует выполнить по записанным разверткам напряжений ()_l и ()_l в следующей последовательности.

Если() < σ_0,2 и () < σ_0,2, то коэффициент асимметриивычисляется по формуле

.                                                                                        (Д.12)

Есливычисленный коэффициент r^*< -1, то в расчете следует принять r^*= -1.

Если() > σ_0,2 и () < σ_0,2, то r*определяется по формуле (Д. 12) с заменой () на максимальное в цикле фактическое приведенное напряжение,полученное в упруго-пластическом расчете. Допускается использовать формулу

.                                                                                                  (Д.13)

При() > σ_0,2 коэффициент асимметрии следуетпринять равным -1 (r^*= -1).

Д.4.2 Учет концентрации напряжений в зоне дефектаили сварного шва

Еслилокальные упруго-пластические деформации в опасных точках окрестности дефектаили в опасном сечении трубопровода определены экспериментально в ходе натурныхиспытаний при рассматриваемых режимах нагружения, то концентрация деформаций инапряжений в расчетах не учитывается и расчет ресурса ведется по указанным вышеместным деформациям. При этом осуществляется пересчет на приведенные условныеупругие напряжения. Аналогично может быть выполнен расчет и по результатамполномасштабного конечно-элементного моделирования локальныхупруго-пластических деформаций.

Приотсутствии экспериментальных или расчетных данных в расчет вводятсякоэффициенты концентрации приведенных условно-упругих напряжений . Коэффициент  тождественно равенкоэффициенту концентрации приведенных деформаций , являющегося функцией приведенного теоретическогокоэффициента концентрации напряжений (a_s)_пр.Если получаемые местные напряжения и деформации находятся в пределах упругости,то  = (a_s)_пр[26, 27].

Приведенныйтеоретический коэффициент концентрации напряжений (a_s)_пропределяется для опасной точки с использованием теоретических коэффициентовконцентрации напряжений a_y, a_z, a_yz. Для каждого пиканапряжений l= 0, 1, 2, ..., т определяются локальные упругие напряжения , , , с последующим пересчетом их на локальные главные напряжения, ,  (>>) и приведенные локальныеупругие напряжения , , . Коэффициент далееопределяется по формуле

,                                                                                                (Д.14)

где  -амплитуда l-гоцикла приведенного локального упругого напряжения  - амплитуданоминального приведенного напряжения (s_a)_ij.Дальнейший расчет выполняется путем поцикловой обработки разверток  и s_ijв зависимости от уровня локальной нагруженности рассчитываемой опасной точки.

При образовании в зонах концентрацииупруго-пластических деформаций следует выполнить пересчет напряжений идеформаций с учетом пластических свойств материала. При этом в нулевомполуцикле следует использовать статическую диаграмму деформирования, а впоследующих циклах - циклическую диаграмму.

Приобразовании в зонах концентрации упруго-пластических деформаций коэффициентконцентрации приведенных условных упругих напряжений  пересчитывается поформуле

,                                                                                                       (Д.15)

где K_s - коэффициент концентрации приведенныхнапряжений в упруго-пластической области, определяемый (при произвольном видедиаграммы деформирования) из нелинейного уравнения

,                                                                (Д.16)

где s= f(e) -  функция, аппроксимирующая диаграммустатического (или циклического) деформирования;

s_н- номинальные напряжения.

Вслучае использования упруго-пластической модели материала без упрочнения прирасчете амплитуды цикла  местных условноупругих напряжений следует принять, соответственно:

K_s= s_т/(s_a),                                                                                                                 (Д.17)

где s_т - предел текучестистали;

s_a- амплитуда приведенного номинального напряжения.

Прииспользовании степенного закона упрочнения, коэффициент концентрации  определяется формулой

,                                                                                    (Д.18)

где  - приведенное номинальноенапряжение, равное s = (s_a)/ s_тдля нулевого полуцикла и для последующих полуциклов.

Определение амплитудных значений местных условныхупругих напряжений для зон концентрации напряжений выполняется по формулам

; ; , l = 0, …, m,                     (Д.19)

где  - определяется вкаждом цикле в соответствии с вышеприведенным алгоритмом.

Д.4.3 Учет пластических свойств материала

Дляопределения максимальных значений местных условных упругих напряжений () используется диаграммастатического (для исходного нулевого полуцикла) или циклического (дляпоследующих полуциклов) деформирования. Амплитудные значения местных условныхупругих напряжений () определяются по диаграмме циклического деформирования сучетом принятой последовательности режимов работы при эксплуатации (рисунокД.2).

Диаграммустатического деформирования в координатах s - е получают по данным испытаний лабораторных образцовна растяжение (рисунокД.3) или расчетом по формулам

s= е∙Е при е £ s_т/Е;  при е > s_т/E,                                                    (Д.20)

гдее - деформация при статическомнагружении;

s_т - предел текучести(пропорциональности) с допуском на пластическую деформацию 0,02 %;

e_т- деформация предела текучести (e_т = s_т/Е);

m₀ - показатель упрочнения.

Приотсутствии экспериментальной диаграммы статического деформирования расчетпараметров m и s_т можно осуществить поминимально допустимым нормативным характеристикам трубной стали (Е, s_0,2,s_B, y_г).

Параметрупрочнения т₀ следует определять по формуле

,                                                               (Д.21)

где S_k- истинное сопротивление разрушению;

y_f - сужение образца вшейке.

ВеличинаS_k определяется как разрушающее напряжение в шейке по даннымиспытаний или по формуле

S_k = s_B(l + 1,4 y_f /100).                                                                                              (Д.22)

Рисунок Д.2 - Оценка амплитудных значений местныхусловных упругих напряжений () подиаграмме циклического деформирования

Рисунок Д.3 - Диаграмма статического деформирования вкоординатах s - е

Пределтекучести (пропорциональности) s_т определяется поэкспериментальным данным или расчетом по формуле

.                                                                                (Д.23)

Диаграммыциклического деформирования (в координатах S - eв точке начала разгрузки) получают по данным экспериментов или при расчетом поформулам

S = e∙Епри e £ S_т/Е;  при e> S_т/E,                                                    (Д.24)

гдеS_т- циклический предел текучести (пропорциональности) с допуском на пластическуюдеформацию 0,04 %;

e_т- деформация циклического предела текучести;

m_k- показатель упрочнения при циклическом нагружении.

ВеличинаS_топределяется экспериментально или берется равной S_т= 2s_т.В этом случае e_т=2е_т. Показатель упрочнения m_kопределяется через m₀ по формуле

                                                                                                     (Д.25)

где А - параметрдиаграмм циклического деформирования, принимаемый равным

.                                                                                    (Д.26)

Приs_0,2/s_в £0,8 допускается для построения расчетной циклической диаграммы деформированияиспользовать принцип Мазинга (диаграмма циклического деформирования получаетсяпутем удвоения величин деформаций и напряжений кривой статического деформирования(см. рисунок Д.4). В этом случае S_т = 2s_т,m_k= m₀.

Рисунок Д.4 - Построения расчетной циклической диаграммыдеформирования на основе применения принципа Мазинга

Д.4.4 Определение допускаемого числа циклов позаданным амплитудам напряжений

Оценкудопускаемого числа циклов нагружения по заданным амплитудам приведенныхусловных упругих напряжений допустимо выполнять двумя способами:

- по расчетным кривым усталости, характеризующим впределах их применения зависимость между допускаемыми амплитудами условныхнапряжений и допускаемыми числами циклов;

-формулам, связывающим допускаемые амплитуды условных напряжений и допускаемыечисла циклов (так называемый критерий усталостного разрушения).

Формульныйспособ определения допускаемых чисел циклов используется для уточненногорасчета или когда расчетные кривые не могут быть использованы по какой-либопричине. В этом случае допустимое число циклов [N] с заданной амплитудойусловных упругих напряжений  рассчитывается по следующемукритерию усталостного разрушения:

;,         (Д.27)

где Е - модульупругости,

y - относительное сужение,

σ_-1- предел выносливости на базе 10⁶,

s_в- предел прочности,

r^*- коэффициент асимметрии условных упругих напряжений,

m_р- характеристика материала,

n_s- коэффициент запаса по напряжениям,

n_N- коэффициент запаса по долговечности. В качестве расчетного значенияиспользуется минимальное значение [N] из двух решений вышеприведеннойсистемы уравнений.

Дляуточненной оценки допустимого числа циклов [N] следует использоватьуточненный критерий усталостного разрушения в виде

;            (Д.28)

Здесьm_е- показатель степени при упругой компоненте разрушающих деформаций, являющийсяхарактеристикой материала. Как и в предыдущем случае, в качестве расчетногоиспользуется минимальное значение [N] из двух решений системы (Д.28).

При отсутствии экспериментальных данных поусталостным параметрам критериев (Д.27) и (Д.28) их можно пересчитать постатическим характеристикам трубных сталей по формулам

 s_-1 = k_-1s_в                                          (Д.29)

где

m_e = 0,132 lg(s_в/s_-1)

Приy_f< 30 % скорректированное значение относительного сужения следует принятьравным y_f. Если y_f > 30 %,скорректированное значение относительного сужения следует пересчитать поформуле

y= 15 + 0,5 y_f.                                                                                                          (Д.30)

Параметрn_s аналогиченкоэффициенту запаса по нагрузке (выбирается по СНиП), n_N = 10 (по аналогии с трубопроводамиэнергетического машиностроения).

Еслипроцесс нагружения состоит из последовательности к блоков циклов сзаданными амплитудами ; продолжительностью N_iциклов, то расчет следует проводить по накопленному усталостному повреждению Ф,определяемому по формуле (Д.6). Ресурс конструкции считается исчерпанным, еслимера усталостного повреждения становится равной Ф_*. Если нетспециальных ограничений, то в общем случае полагается Ф_*.

Ресурсрассчитываемого трубопроводного элемента (в годах) равен:

N_рес= 1/Ф = 1/(k_бл j),                                                                                                 (Д.31)

где k_бл - число повторений заодин год рассматриваемой последовательности нагружения,

j- накопленная мера повреждений за 1 год.

Д.5 Рекомендации по назначению коэффициентовзапаса

Коэффициентызапаса по местным условным упругим напряжениям для заданного режима нагруженияопределяются по формуле

,

где s_a - разрушающие амплитудыусловных местных напряжений, устанавливаемые для эксплуатационного числа цикловN = N^S £ 10⁵;

 - амплитуда местных условных упругих напряжений в наиболее нагруженнойточке в процессе нагружения.

Коэффициентызапаса прочности по долговечности определяются по формуле

n_N = N/N^S,

где N - разрушающеечисло циклов, устанавливаемое для эксплуатационных уровней напряжений s_а=  при N £10⁵;

N^S- фактическое число циклов нагружения.

Численныезначения коэффициентов n_sи n_Nустанавливаются с учетом типа, условий эксплуатации и ответственностиконструкций и машин, опыта проектирования и изготовления, точности расчетов изадания исходной информации, рассеяния характеристик нагруженности имеханических свойств.

Длясосудов давления, трубопроводов, корпусов, листовых конструкций, применяемых вэнергетическом машиностроении, запасы n_sпринимают равными 2, n_N- равными 10.

Аналогичныезначения коэффициентов запаса можно принять для элементов магистральныхтрубопроводов, сосудов давления и листовых строительных конструкций.

Дляэлементов конструкций и деталей машин с высокой исходной концентрациейнапряжений (щелевые сварные соединения, резьбовые соединения и др.) илииспытывающих действие только высоких температурных напряжений от резкихперепадов температур по толщине стенки указанные выше запасы могут быть сниженысоответственно до n_s= 1,5 и n_N=3.

Втех случаях, когда по расчету в соответствии с настоящей методикой не удаетсяобеспечить требуемые значения коэффициентов запаса n_sи n_N, их снижение допускаетсяна основе модельных или натурных испытаний в условиях, приближенных к штатным(по конструкции, технологии изготовления и режимам нагружения).

Еслииспытанию при эксплуатационных нагрузках подвергаются натурные конструкции илиполномасштабные модели, то запасы прочности n_sи n_N по моменту образованиятрещин должны быть не ниже 1,25 и 2,1 соответственно.

Приложение Е
(рекомендуемое)

Методика построения диаграммы деформирования и кривоймалоцикловой усталости на примере стали марки 09Г2С

Е.1 Пример расчета статической и циклическойдиаграмм деформирования

При отсутствии экспериментальных данных постатическим и циклическим свойствам сталей соответствующие диаграммыдеформирования могут быть приближенно определены по типовым прочностнымхарактеристикам трубных сталей. Ниже приведен пример такого расчета для стали09Г2С [25].

Исходныеданные для расчета:

Е = 2·10⁵, s_0,2= 345 МПа; s_0,2= 505 МПа; y_f = 69,6.

Статическаядиаграмма деформирования рассчитывается по формулам (Д.20)-(Д.23) в следующейпоследовательности:

S_k = s_в(l + 1,4 y_f/100)= 997 МПа;

;

.

;

e_т = s_т/Е = 0,00152.

Циклическая диаграмма деформирования рассчитываетсяпо формулам (Д.24)-(Д.26) в следующей последовательности:

S_т= 2s_т= 610 МПа;

e_т= 2e_т= 0,00304;

;

.

Прииспользовании принципа Мазинга

т_k = т₀ =0,138.

Результирующиестатические и циклические диаграммы деформирования приведены на рисунках Е.1(а)и Е.1(б).

Рисунок Е. 1 - Статическая (а) и циклическая (б) диаграммыдеформирования для стали 09Г2С

Е.2 Пример расчета кривой малоцикловойусталости

При отсутствии экспериментальных данных поусталостным свойствам сталей кривая малоцикловой усталости может бытьпересчитана по типовым прочностным статическим характеристикам трубных сталей.Приведем пример такого пересчета для стали 09Г2С.

Исходныеданные для расчета:

Е= 2∙10⁵ МПа, s_0,2 = 345 МПа, s_в= 505, y_f = 69,5.

Дляданного примера зададим коэффициент асимметрии нагружения r = 0.

Расчеткривой малоциклового разрушения выполняется по алгоритмам, приведенным вприложении Д, в следующей последовательности:

1.Пересчитываем показатель степени т_рпри пластической компоненте размаха деформаций по формуле

2.При отсутствии экспериментальных данных о величине предела выносливости σ_-1следует пересчитать его по формуле

s_-1 = k_-1s_в,

где

3.При y_f< 30 % скорректированное значение относительного сужения следует принятьравным y_f. Если y_f > 30 %скорректированное значение относительного сужения следует пересчитать поформуле

y = 15 + 0,5y_f.

Такая коррекция относительного сужения повышаетконсерватизм модели (дает нижнюю оценку по долговечности) и должна бытьвыполнена в случае невозможности экспериментальной проверки прогнозирующейспособности модели.

Длястали 09Г2С получаем:

т_р = 0,5; k_-1= 0,4; s_-1 = 202 МПа; y= 69,5 или 49,8 (в зависимости от наличия коррекции сужения сечения).

Показательстепени при упругой компоненте разрушающих деформаций определяем по формуле

т_е= 0,132 lg (s_в/s_-1)= 0,0525.

Результаты построениякривой усталости для варианта расчета без коррекции сужения сечения приведенына рисунке Е.2, а с коррекцией сечения - на рисунке Е.3. Маркерами обозначеныэкспериментальные данные по усталостному разрушению стандартных образцов,изготовленных из стали 09Г2С. Нижние кривые на рисунке построены по формуле(Д.28), верхние - по формуле (Д.27).

Приложение Ж
(рекомендуемое)

Методики оценки прочности и трещиностойкости газопроводов

Ж.1 ANSI/ASME B31G и его модификации

Наибольшеераспространение к настоящему времени в отечественной и зарубежной практикеполучил полуэмпирический подход, получивший название «Код B31G». Метод основанна полуэмпирических уравнениях, при выводе которых использованы модельДаг-дейла для пластической зоны, соотношения Фолиаса, учитывающие особенностираспределения напряжений у вершины осевой сквозной трещины в цилиндрическойоболочке, и эмпирически установленные соотношения, связывающие величинуразрушающих напряжений с глубиной повреждения. Для расчета критическихнапряжений S_fбыло предложено уравнение

.                                                                                              (Ж.1)

В таблице Ж.1 приведены три модификации базовогорасчетного подхода.

Таблица Ж.1 - Характеристики трехмодификаций расчетных методов

Ж.2 Инструкция поклассификации стресс-коррозионных дефектов по степени опасности

Применяемыйрасчетный критерий основан на модификации представленного выше подходаANSI/ASME B31G.

Сутьпредложенных изменений состоит:

-в модификации формулы для вычисления значения мультиплицирующего коэффициентаФолиаса;

-определении значения разрушающих напряжений  для выбранноготипоразмера труб на основе обработки данных о фактически произошедшихразрушениях;

-сведении исходного дефекта к расчетному путем выделения некоторой эффективнойего части с минимальной прочностью.

Наоснове такого подхода была разработана «Временная инструкция по классификациистресс-коррозионных дефектов по степени их опасности» (1995 г.) и последоработки - «Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степениих опасности» (1997 г.).

Ж.3 Методические рекомендации поколичественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионнымидефектами, их ранжированию по степени опасности и определению остаточногоресурса (ВРД39-1.10-004-99)

Вметодике постулировано утверждение о том, что разрушение в газопроводе стрещиной произойдет при нарушении критериальных условий в некотором характерномобъеме материала с характерным размером ρ,являющимся константой материала, отражающей чувствительность металла кконцентрации напряжений.

Значенияусловных упругих расчетных напряжений в окрестности фронта трещины оцениваютсяна основе известного решения о распределении напряжений в теле с трещинойнормального отрыва. По результатам сравнения полученных значений компонентусловных упругих напряжений, вычисленных на расстоянии ρ от фронта, с номинальными значениями напряженийвычисляют упругие коэффициенты концентрации напряжений a_е,а по ним на основе соотношений Нейбера оцениваются коэффициенты концентрациинапряжений и деформаций в упруго-пластической области. После чегосоответствующую комбинацию значений компонент деформаций подставляют вкритериальные соотношения.

В методике введены две категории предельных состояний: разрушение иисчерпание несущей способности. Согласно методике разрушение происходит вмомент достижения предельной деформационной способности элемента металла,наступающий при выполнении следующего условия:

.                                                                                                         (Ж.4)

Вформуле (Ж.4) e₀, e_0f - текущее и предельное(разрушающее) значения объемной деформации, e_i, e_if - текущее и предельное(разрушающее) значения интенсивности деформаций.

Критерийисчерпания несущей способности элемента металла представлен в следующем виде:

.                                                                                                   (Ж.5)

Вформуле (Ж.5) первое слагаемое отражает влияние объемности деформированногосостояния на уровень предельной равномерной деформации e_iu, j_e- угол подобия девиатора деформаций, коэффициент e_0u = -0,5. В качестверасчетного из двух предельных состояний (Ж.4) и (Ж.5) принимают то, котороенаступает раньше при меньших значениях нагрузок.

Применениепредложенных методов расчета трубопроводов с трещиноподобными дефектамипредполагает использование в качестве констант материала помимо показателей,определяющих диаграмму деформирования (предела текучести s_т,коэффициента деформационного упрочнения m),еще пяти параметров e_0f,e_if, e_0u, e_iu и r,значения которых должны быть определены экспериментально или назначены исходяиз дополнительных соображений.

Ж.4 Оценка прочности по критериям нелинейноймеханики разрушения

Впрактике расчетов прочности и трещиностойкости широкое распространение получилиметодики, основанные на применении критериев интерполяционного типа. В основукритериев положен принцип граничной интерполяции, состоящий в том, что решениедля промежуточных состояний представляется в форме интерполяционных соотношениймежду имеющимися граничными решениями, соответствующими двум альтернативныммеханизмам разрушения - хрупкому и вязкому.

Наиболееизвестной методикой из этой группы является так называемая диаграмма«целостность-разрушение», или диаграмма R6. Современная форма этой диаграммыпредложена Харрисоном, Лузмором и Милном.

В«Рекомендациях по оценке опасности стресс-коррозионных дефектов, выявленных порезультатам внутритрубной диагностики участков трубопроводов» (ВНИИГАЗ, 2005г.) и в [16] использован критерий трещиностойкостиинтерполяционного типа:

.                                                                                                      (Ж.6)

Вформуле (Ж.6) K₁,- максимальное значение коэффициента интенсивности напряжений на фронтетрещины; K_JC - критическое значение коэффициентаинтенсивности напряжений, вычисляемое по формуле

,                                                                                                            (Ж.7)

J_IС - критическое значение J-интеграла, e_n - значения номинальныхдеформаций в трубе, e_f= e(s_f) - предельное значение номинальной растягивающейдеформаций в трубе, s_f -критические (разрушающие) напряжения, вычисляемые по формуле

,                                                                                                (Ж.8)

g - коэффициентиспользования материала трубы, s - параметр интерполяции (s= 2), a_s - форм-фактор (для поверхностных полуэллиптическихтрещин a_s = p/4).

Приложение И
(рекомендуемое)

Оценка прочности участка магистрального газопровода стрещиноподобными дефектами

И.1 Общие сведения

И.1.1 Характер исходной информации о дефектах

Расчетныйанализ несущей способности основан на результатах внутритрубной диагностикигазопровода с параметрами: 1420´16,5; Х70 API 5L; Р_p= 5,85 МПа. На отдельных участках газопровода были выявлены трещиноподобныедефекты. Для проведения анализа были использованы данные о дефектах № 6 и № 11(по классификации диагностических служб). На рисунках И.1 и И.2 показаны видсверху на участок трубы с дефектом и профиль дефекта № 6.

Рисунок И.1 - Исходный трещиноподобный дефект

Продольная координата X, мм

Рисунок И.2 - Профиль дефекта

Профилидефектов были определены на основе измерений, выполненных вдоль продольной оситрубы с шагом Dа = 25-30 мм. В обоих случаях исходное повреждениепредставляло собой не единый дефект, а группу трещиноподобных дефектов,ориентированных преимущественно вдоль продольной образующей трубы ирасположенных в пределах цилиндрического сегмента шириной L = 100 мм(примерно по 50 мм влево и вправо от продольной оси симметрии сегмента).Поэтому в качестве исходных были приняты профили, получены проецированиеммаксимальных глубин трещиноподобных дефектов, зафиксированных при измерениях,на плоскость, проходящую вдоль продольной оси сегмента перпендикулярноповерхности трубы.

И.1.2 Особенности схематизации дефектов

Наэтапе схематизации дефектов использованы два способа построения расчетныханалогов исходного дефекта, различающихся между собой типом используемойисходной информации о дефекте. Первый способ, далее обозначаемый как А1,предусматривает использование данных о площади Fи длине исходного дефекта h₁. Второй, обозначаемый далее А2 -данных о длине h₁ и максимальной глубине дефекта h₂.По результатам схематизации были получены размеры расчетных дефектов аналогов,в качестве которых были приняты поверхностные полуэллиптические трещины длиной2а и глубиной b.Принципы схематизации исходного дефекта расчетным аналогом проиллюстрированы нарисунке И.3.

Рисунок И.3 – Схематизация трещиноподобного дефекта расчетным аналогомв зависимости от степени полноты исходной информации

И.1.3 Особенности подготовки данных дляпрочностного расчета

Прочностной расчет степени опасности дефектоввыполнен на основе данных о физико-механических свойствах (ФМС) стали классапрочности Х70 API 5L, полученных из различных отечественных и зарубежныхисточников. Были выполнены две группы расчетов. Первая группа (далее обозначенаР1) выполнена на основе данных, приведенных в технических условиях (ТУ) напоставку труб, соответствующих минимальным, гарантируемым заводом-поставщикомзначениям.

Втораягруппа расчетных данных о физико-механических свойствах трубных сталейсформирована на основе показателей, определенных при испытаниях конкретнойпартии труб. Наличие такого рода индивидуализированной информации, обозначаемойв дальнейшем Р2, делает возможным проведение уточненного расчета несущейспособности труб с трещиноподобными дефектами с использованием данных о реальнорасполагаемых характеристиках прочности и трещиностойкости.

И.1.4 Система кодировки вариантов расчета

Дляидентификации выполненных вариантов расчета были использованы шести- исемизначные комбинации вида №ХАХРХ.

№Х- номер дефекта по классификации, № 6 или № 11;

АХ- идентификатор способа построения расчетного дефекта-аналога А1 или А2;

РХ- тип данных о свойствах стали, Р1 или Р2.

Втаблице И.1 приведены номера выполненных расчетов с расшифровкой кодировки.

Таблица И.1 -Кодировка выполненных расчетов

И.2 Подготовка исходных данных

И.2.1 Геометрические характеристики исходныхдефектов

Дефект № 6:

Длинаh₁= 775 мм

Максимальнаяглубина h₂ = 12,87 мм

Площадьдефекта F = 5000 мм²

Дефект № 11:

Длинаh₁ = 1710 мм

Максимальнаяглубина h₂= 13,5 мм

Площадьдефекта F = 11200 мм²

И.2.2 Схематизация дефектов

Вариант № 6А1

Заданаплощадь исходного трещиноподобного дефекта F и его протяженность вдольпродольной образующей h₁ Размеры эквивалентного расчетногодефекта определим на основе следующих соотношений:

a = h₁/2,                                                                                                                       (И.1)

b = 2(4 +π)F/(π² h₁),                                                                                                   (И.2)

Подставив в формулы (И.1) и (И.2) численныезначения, получим:

 мм,

 мм.

Вариант № 6А2

Заданадлина исходного дефекта в продольном направлении h₁ имаксимальная глубина h₂. Размеры эквивалентного расчетногодефекта определим на основе следующих соотношений:

а= h₁/2,                                                                                                                       (И.3)

b = h₂.                                                                                                                          (И.4)

Всоответствии с ними имеем: а = 387 мм, b = 12,87 мм.

Вариант № 11А1

Заданаплощадь исходного трещиноподобного дефекта F и его протяженность вдольпродольной образующей h₁ Размеры эквивалентного расчетногодефекта определим на основе формул (И.1) и (И.2):

 мм,

b= 2(4 + π)F/(π² h₁) = 2(4 +3,14) ∙11200/(3,14² ∙1710) = 9,47 мм.

Вариант № 11А2

Заданадлина исходного дефекта в продольном направлении h₁ имаксимальная глубина h₂. Размеры расчетного дефекта определимпо формулам (И.3) и (И.4):

 мм,

b= h₂= 13,5 мм.

И.2.3 Физико-механические характеристики труб

Трубыизготовлены из стали класса прочности Х70 по стандарту API 5L. В таблице И.2приведены данные о прочностных и деформативных характеристиках, а в таблице И.3- характеристики трещиностойкости сталей данного класса.

Таблица И.2 -Характеристики прочности и деформативности стали Х70

Таблица И.3 -Характеристики трещиностойкости стали Х70

И.2.4 Характеристики участка газопровода

Диаметрd = 1,42 м

Толщинастенки t = 0,0165 м

Рабочеедавление Р_раб= 5,85 МПа

Номинальныерабочие кольцевые напряжения

И.2.5 Сводка исходных данных для расчета

Геометрическиехарактеристики эквивалентных расчетных дефектов, полученные по результатамсхематизации, приведены в таблице И.4, а данные о физико-механическиххарактеристиках основного металла приведены в таблице И.5.

Таблица И.4 -Геометрические характеристики расчетных дефектов

Таблица И.5 -Расчетные физико-механические характеристики стали Х70

И.3 Результаты расчета

Нарисунках И.4и И.5показаны критические размеры поверхностных продольных полуэллиптических трещинв газопроводе 1420×16,5 Х70 API 5L с рабочим давлением Р_p = 5,85 МПа, полученные,соответственно, на основе расчета несущей способности труб с использованиемминимальных гарантированных и индивидуализированных показателей прочности итрещиностойкости (варианты Р1 и Р2) при коэффициенте запаса по разрушающимнапряжениям n_s= 1,0. Граница области критических размеров трещин показана на рисункахсплошной линией. Трещины, образы которых расположены ниже граничной кривой, неявляются критическими, т.е. не приведут к разрушению трубопроводной конструкциипри данном уровне напряжений, действующих в трубе. Дефекты, расположенные награничной кривой и выше нее, согласно расчету являются критическими.

Пунктиромна рисунках показаны вспомогательные линии. Верхняя линия проведена на уровне,равном толщине стенки трубы. Средняя линия обозначает глубину несквозногодефекта, при достижении которой несквозной дефект должен быть переаттестован всквозной дефект. Эксплуатация газопровода с дефектом такой глубины недопускается. Ордината нижней пунктирной линии равна глубине критической краевойтрещины.

Маркерамина рисунке показаны образы эквивалентных расчетных дефектов № 6 и № 11. Какбыло отмечено выше, для каждого из двух рассмотренных дефектов было построенопо два дефекта-аналога. Треугольными маркерами показаны дефекты-аналоги,полученные на основе А1-аппроксимации, ромбическими - на основеА2-аппроксимации.

НарисункеИ.6 маркером 3 отмечена линия границы области критических размеровдефектов, рассчитанная с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n_s= 1,5 на основе минимальных значений характеристик прочности и трещиностойкости(вариант Р2). Дефекты, образы которых располагаются непосредственно награничной кривой, разрушатся при напряжениях, превышающих действующие рабочиенапряжения в n_s= 1,5. На рисунке И.6 приведены линии границы области критических размеровдефектов, показанные ранее на рисунках И.4 и И.5 (маркеры 2 и 1).

Полудлина трещины а, м

Рисунок И.4 - Критические размеры поверхностныхпродольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420´16,5 Х70API 5L с рабочим давлением Р_p = 5,85 МПа, определенные на основе расчетанесущей способности труб с использованием минимальных гарантированныхпоказателей прочности и трещиностойкости (вариант Р1); расчет выполнен скоэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n_σ = 1,0

Полудлина трещины а, м

Рисунок И.5 - Критические размеры поверхностныхпродольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420×16,5 Х70 API 5L срабочим давлением Р_p = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб сиспользованием индивидуальных показателей прочности и трещиностойкости (вариантР2); расчет выполнен с коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n_σ = 1,0

Полудлина трещины а, м

Рисунок И.6 - Критические размеры поверхностныхпродольных полуэллиптических трещин в газопроводе 1420×16,5 Х70 API 5L срабочим давлением Р_p = 5,85 МПа, определенные на основе расчета несущей способности труб сиспользованием минимальных гарантированных показателей прочности итрещиностойкости (вариант Р2); расчет выполнен с коэффициентом запаса поразрушающим напряжениям n_σ = 1,5 (показана зеленым цветом)

Важнымэтапом расчета является выбор способа построения дефекта-аналога. Для дефектовс регулярным (гладким) профилем проблем с аппроксимацией нет, в то время какдля дефектов с существенно неоднородным профилем уже на этапе схематизацииисходного дефекта дефектом-аналогом может вноситься в расчет заметнаяпогрешность. Применительно к дефектам № 6 и № 11 вариант построениядефекта-аналога на основе А2-аппроксимации приводит к завышению расчетнойглубины дефекта-аналога. Для получения заведомо нижних оценок несущейспособности целесообразно применять вариант А2, в остальных случаях болеепредпочтительным является способ построения дефекта-аналога на основеА1-аппроксимации.

Приложение К
(рекомендуемое)

Расчетная оценка ресурса участка газопровода с трещиноподобнымидефектами

К.1 Общая характеристика расчетной процедурыоценки ресурса

Процедурарасчетно-экспериментальной оценки работоспособности и ресурса газопроводныхконструкций при наличии в них трещин или трещиноподобных дефектовпредусматривает последовательное выполнение следующих этапов:

1.Оценка напряженно-деформированного состояния (НДС) расчетного участка;

2.Аппроксимация исходного трещиноподобного дефекта расчетным дефектом;

3.Расчет предельных (разрушающих) значений напряжений и/или деформаций,соответствующих конкретному дефекту;

4.Расчет критических размеров дефектов при заданном (текущем) уровне НДС;

5.Оценка прочности конструкции при заданном уровне дефектности;

6.Прогнозная расчетно-экспериментальная оценка скорости развития дефектов;

7.Расчетная оценка остаточного ресурса трубопроводной конструкции.

Этапы1-5 объединены в блок оценки прочности, который предшествует выполнению этапов6 и 7, входящих в блок оценки ресурса.

Сведенияоб алгоритмах и методах оценки работоспособности участка газопровода стрещинами, составляющих содержание этапов 1-5, рассмотрены в приложениях Ж и И.Ниже кратко рассмотрены вопросы, относящиеся к этапам 6 и 7.

Оценкаресурса состоит в расчетно-экспериментальном определении наработки объекта отмомента ввода в эксплуатацию или момента проведения соответствующих оценок домомента его перехода в предельное состояние.

Воснову предварительного анализа повреждающих факторов и механизмов деградациисвойств объекта, влияющих на ресурс, положено предположение о том, что в общемслучае для участка трубопровода характерными являются следующие четыре группыпричин, порождающих эти явления:

1.Старение материала - изменение свойств материалов труб и сварных соединений впроцессе эксплуатации под действием факторов внешней среды и нагрузок;

2.Накопление усталостных повреждений и развитие дефектов в наиболее нагруженныхэлементах трубопроводной конструкции под действием комплекса повторно-переменных нагрузок и воздействий механической природы;

3.Коррозионные процессы, связанные с выраженной потерей материала, типа общей илокальной коррозии труб;

4.Сложные комбинированные коррозионно-механические явления, прежде всегокоррозионное растрескивание под напряжением.

Поотношениям к дефектам и повреждениям, возникающим при коррозионномрастрескивании, различают две фазы развития - инкубационную стадию и стадиюподрастания макроскопического дефекта. Продолжительность инкубационной стадии,определяемой от момента первичного приложения к конструкциикоррозионно-механических нагрузок до момента образования макроскопическоготрещиноподобного дефекта при коррозионном растрескивании, может быть оценена наоснове соответствующих расчетных моделей, связывающих максимальные напряжения(размахи напряжений) с временным параметром.

Скоростьроста трещин коррозионного растрескивания при квазистатическом нагруженииопределяется скоростью роста максимальной из наблюдаемых микротрещин и такжеможет быть приближенно оценена на основе расчетных моделей, рассмотренных в приложенииГ или на основе данных натурных наблюдений.

Основаниемдля рассмотрения усталостных явлений в качестве одного из механизмов накопленияповреждений является наличие переменных нагрузок и воздействий, приводящих квозникновению в одной или нескольких точках или сечениях трубопроводнойконструкции компонент напряжений, величина которых зависит от временногопараметра (календарного времени или наработки). В приложенииГ рассмотрены кинетические уравнения роста трещиноподобных дефектов прициклическом нагружении.

К.2 Оценка развития дефектов по результатампериодических инспекций

Наиболеераспространенным на практике способом получения прогнозных оценок развитиякоррозионных и коррозионно-механических повреждений до настоящего времениостается сопоставление данных периодического контроля за основными параметрамидефектов, получаемых средствами внутритрубной дефектоскопии. Сопоставлениедиагностических данных ряда последовательно проведенных инспекций позволяет приближеннорассчитать скорость подрастания дефекта на предшествующих временных интервалахи на этой основе сделать оценочный прогноз на будущее.

К.3 Расчетная оценка остаточного ресурсатрубопроводной конструкции

Составнойчастью анализа степени опасности выявленных дефектов, по результатам которогоможет быть принято решение об остановке, ремонте или продолжении эксплуатациитрубопровода, является получение прогнозных оценок кинетики дефектов, т.е.характеристик возможного развития дефекта в предполагаемых условияхэксплуатации.

НарисункеК.1 показаны границы областей критических (нижняя кривая) и закритических(верхняя кривая) дефектов, рассчитанные на основе критерия трещиностойкости пристатическом нагружении. Верхняя граничная кривая на рисункеК.1 построена из условия фактического нарушения условия трещиностойкостипри заданном уровне напряжений в трубе. Нижняя граничная кривая являетсягеометрическим местом образов дефектов, для которых коэффициент запаса поразрушающим напряжениям равен нормативному. Дефекты, образы которых расположенымежду двумя границами, согласно прогнозу не должны привести к разрушению придействующем уровне напряжений, но при этом имеют коэффициент запаса ниженормативно заданного.

Маркерамина рисункеК.1 показаны образы трех трещиноподобных дефектов.

Абстрагируясьот причин и конкретного механизма развития дефекта, на рисунках К.2(а)и К.2(б) схематично показаны графики, иллюстрирующие прогнозные зависимостироста полудлины и глубины трещины 1 от продолжительности эксплуатации. По осиабсцисс отложено календарное время, отсчитываемое от момента обнаружениядефекта, t₁. Маркерами отмечены размеры дефекта в некоторыехарактерные моменты времени. На основе этой зависимости на рисункеК.1 прерывистой линией в параметрической форме показана эволюция дефекта 1от момента обнаружения t₁ до момента времени t₃,соответствующего фактическому нарушению условия прочности. Приведеннаязависимость является прогнозной, рассчитанной на основе совокупностифактических данных, доступных в момент t₁. Реальное развитиедефекта может в большей или меньшей степени отличаться от прогнозируемого.

Полудлина трещины а, м

Рисунок К.1 - Оценка прочности иресурса участка газопровода по критерию роста продольного поверхностноготрещиноподобного дефекта

Рисунок К.2 - Зависимость длины иглубины трещиноподобного дефекта от временного параметра

Всоответствии с принятым механизмом принятия решений дефект должен быть признанкритическим в момент времени t_cr= t_A,соответствующий моменту нарушения критериального условия (точка А на рисункеК.1).

Такимобразом, располагаемый остаточный ресурс трубопроводной конструкции на моментпроведения обследования t_l составляет, согласно прогнозу, Dt= t_cr = t₁

Прогнозныеоценки могут быть скорректированы по результатам выполненных инспекцийтехнического состояния. Так, маркер В представляет собой образ дефекта 1,зафиксированный при инспекции в момент времени t_В.Проводя линейную экстраполяцию, получаем скорректированное значение остаточногоресурса Dt = t_С = t_B.

Библиография