Методика прогнозирования остаточного ресурса газопроводов из полиэтиленовых труб

ДИАГНОСТИКА

М.А. красников, заместитель директора отраслевого института «Омскгазтехнология» ОАО «Запсибгазпром»

методика прогнозирования остаточного ресурса газопроводов из полиэтиленовых труб

Отраслевой институт «Омскгазтехнология» (филиал ОАО «Запсибгазпром») вот уже на протяжении нескольких лет ведет научно-исследовательскую деятельность по многим направлениям, одним из которых является безопасность в работе и эксплуатации газового оборудования. Разработанная методика прогнозирования позволит своевременно получать необходимые данные для обоснования коэффициента безопасности и затрат на монтажные работы.

Требования к эксплуатации газопроводов, в т.ч. обследованию, техническому обслуживанию, диагностированию установлены нормативными документами Ростехнадзора РФ.[1], [2] В отличие от стальных газопроводов при диагностировании (мониторинге) газопроводов из полиэтиленовых труб не требуется:

• определение коррозийной активности грунта и наличие блуждающих токов в грунте;

• проверка эффективности работы электрохимической защиты;

• проверка состояния изоляции;

• выявление коррозионных повреждений труб.

Для термопластов характерным свойством является временная зависимость прочности от температуры и нагрузки. В связи с этим срок эксплуатации полиэтиленовых труб устанавливается на основании прогнозируемых значений длительной прочности (MRS), определяемых графиком длительной прочности по результатам кратковременных испытаний (до 10000 час) образцов в лабораторных условиях по методикам ГОСТ 24157, JSO 9080.[3], [4] В период эксплуатации, кроме внутреннего давления газопровод подвергается дополнительному воздействию внешних нагрузок - от подпора грунтовых вод, пучения грунта, грунта засыпки, сил, вызванных изменениями температуры

трубопровода (линейные расширения-сжатия) и др. Эти и другие внешние факторы учитываются коэффициентом безопасности С=2,5 - 2,8 при расчете рабочего давления в газопроводе (МОР) на срок эксплуатации 50 лет:

М0Р=С^) , МПа.

Диагностирование газопровода - определение напряженно-деформированного состояния - в расчетный период эксплуатации при одновременном воздействии всех факторов вызывает определенные технические трудности - для определения и регистрации напряжений в стенке трубы необходимо разработать автоматизированную систему мониторинга на основе семейства датчиков, устанавливаемых на полиэтиленовую трубу с последующей обработкой информации в лабораторных условиях. Настоящая методика предусматривает определение критического состояния, фактического ресурса и прогнозирование срока эксплуатации действующего газопровода.

При организации мониторинга действующих газопроводов применение методики прогнозирования остаточного ресурса позволит получить необходимые данные и для обоснования коэффициента безопасности, и, следовательно, затрат на строительно - монтажные работы.

определение критического состояния газопровода.

Критическое состояние газопровода оценивается:

1) отношением показателя длительной прочности (а,_а) для расчетного периода эксплуатации, который определяется по графику длительной прочности для труб того же класса полиэтилена, что и образцы, к напряжению разрушения образцов;

2) контрольным временем испытаний образцов при напряжении, равном показателю длительной прочности для расчетного периода эксплуатации.

Отбор образцов.

Из действующего газопровода (байпаса) по истечении расчетного периода эксплуатации (3, 5 лет и т.д.) производится отбор образцов труб. Образцы для испытаний должны быть идентифицированы на основании исполнительной документации на объект и маркировки на трубах. Отбор образцов оформляется актом.

проведение испытаний.

1. Испытать образцы (3 шт.) при температуре 200С гидравлическим давлением до разрушения в течение 10-15 мин.

2. Испытать образцы (по 3 шт.) при температуре 200С, 800С (400С)*, напряжение в стенке трубы образца устанавливает-

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 5 \\ май \ 2010

ся по графику длительной прочности для расчетного периода эксплуатации с учетом времени испытаний - при температуре 200С - 100 час., 800С (400С) - 1000 час.

* Испытания при температуре 400С проводить для образцов с расчетным сроком эксплуатации более 3 лет.

Обработка результатов испытаний.

Определить напряжение разрушения при испытаниях:

а=

_Рраз.-

2Х

, МПа,

где:

Рраз. - давление разрушения образца, МПа;

D - средний наружный диаметр трубы, мм;

к - минимальная толщина стенки трубы, мм.

2. Критическое состояние газопровода определяется одним из условий: • когда минимальное значение напряжения разрушения образцов (о^.) меньше предела длительной прочности (от), т.е.:

- < 1;

• когда стойкость при постоянном внутреннем давлении меньше контрольного времени испытаний согласно ГОСТ Р 50838. [5]

при t = 200С - Т < 100 час. при t = 800С (400С) - Т < 1000 час. Ввиду того, что графики длительной прочности определяются логарифмическими координатами времени и напряжения определение предела длительной прочности для расчетного срока эксплуатации с меньшей погрешностью рекомендуется рассчитывать по известным уравнениям для соответствующего класса полиэтилена:

^ . » В - С

где:

[6]

А, В, С - коэффициенты уравнений; Т - температура испытаний, 0С; а - напряжение в стенке трубы, МПа; t- время до разрушения,час

2. определение фактического ресурса и прогнозирование срока эксплуатации газопровода.

Ресурс газопровода определяется минимальной длительной прочностью полиэтиленовых труб по истечении установленного срока эксплуатации 50 лет - MRS 8,0 МПа для труб из полиэтилена ПЭ80, MRS10 МПа для труб из ПЭ100, т.е. по истечении срока эксплуатации прочность материала - предел текучести -снижается от 16,7 МПа до 8,0 МПа полиэтилен ПЭ80, от 21,0 МПа до 10,0 МПа полиэтилен ПЭ100.[7] Принцип метода заключается в определении запаса прочности

Отбор проб, подготовка, испытание, обработка результатов испытаний образцов выполняется в соответствии с методикой определения критического состояния газопровода. Надежность газопроводов обеспечивается не только качеством материала трубы, условиями эксплуатации и принятыми технологическими решениями проекта. Предприятия, осуществляющие строительство газопроводов, должны выполнять требования действующих нормативных документов и законодательных актов по обеспечению контроля производства работ на всех стадиях строительства, в т.ч. это уровень подготовки и аттестации персонала, организация и выполнение контроля качества сварных соединений разрушающими и неразру-шающими методами контроля.

пример определения критического состояния газопровода

исходные данные:

• Газопровод эксплуатируется в течение 5 лет в условиях сильно пучинистых грунтов, температура наружного воздуха - 400С - + 350С.

• Труба полиэтиленовая ПЭ80 ГАЗ SDR11-225х20,5 ГОСТ Р 50838-95.

• Рабочее давление в газопроводе 0,9 МПа.

По графику длительной прочности труб из полиэтилена ПЭ80 предел длительной прочности (о,_а) при температуре 200С для расчетного срока эксплуатации 5 лет (43000 час.) составляет 8,56 МПа, при температуре 400С -6,22 МПа.

Определение расчетных данных.

По результатам кратковременных испытаний напряжение в стенке трубы образца в момент разрушения (Рраз. =1,8-1,9 МПа) составляет:

_Ppa3.-(D-A,)_l,8-204,5

гх

2-20,5

=8,98 МПа.

По результатам длительных испытаний:

• стойкость при постоянном внутреннем давлении при температуре 200С и напряжении в стенке трубы 0^=8,56 (с учетом контрольного времени испытаний) составляет 120 час.;

• стойкость при постоянном внутреннем давлении при температуре 400С и напряжении в стенке трубы 0^=6,22 МПа (с учетом контрольного времени испытаний) составляет 990 час.

заключение.

По результатам испытаний на стойкость при постоянном внутреннем давлении при температуре 400С образцы разрушились до истечения контрольного времени -1000 час. Отношение минимального значения напряжения в стенке трубы образца при разрушении к пределу длительной прочности для расчетного периода эксплуатации.

CTniin_8/98 °LCL 8,56

.

3. По результатам испытаний на стойкость при постоянном внутреннем давлении при температуре 200С время до разрушения составило более 100 часов.

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ диагностика \\ 27

ДИАГНОСТИКА

КОЗ

3<Ш

О.Эб

^ 0,94

С.З

0.38

0.96

Л« н и я 5 п п р оке н из ци и р е ж: ьт это е не п ытэннн _ _ Нормируемая длительная прочность ОС при ¿0 град С

»  'Мннни^пьнэя дпнтепьная прачмостыюпн^тилена

\ МРЗ ГКЭ8&

В —-

424 3 шал

5 лгг

5,41 5,5^1 29 л*т ' пет

1у времени (час> ^ у^

Рис. 1. Прогнозирование ресурса эксплуатации полиэтиленового газопровода

вывод.

Условия эксплуатации газопровода -рабочее давление 0,9 МПа, дополнительные внешние нагрузки вызывают снижение длительной прочности материала трубы.

Рекомендации.

Провести внеплановое обследование газопровода, организовать мониторинг условий эксплуатации, снизить рабочее давление до 0,6 МПа, провести диагностику газопровода через 3 года.

определение фактического ресурса и прогнозирование срока эксплуатации газопровода

исходные данные

• Программой работ по диагностике газопровода предусматривается отбор проб через 2 и 5 лет эксплуатации.

• Рабочее давление в газопроводе 0,9 МПа.

• Газопровод эксплуатируется в условиях сильно пучинистых грунтов, температура наружного воздуха от минус 400С до плюс 350С.

• Труба полиэтиленовая ГАЗ SDR11-225х20,5 ГОСТ Р 50838-95.

По результатам кратковременных испытаний образцов пробы 1 - два года

эксплуатации - напряжение в стенке образца в момент разрушения составляет

о1-29,18 МПа - ( • ) С (рис.1).

По результатам кратковременных испытаний образцов пробы II - 5 лет эксплуатации - напряжение в стенке образца в момент разрушения составляет

о1-5=8,81МПа - ( • ) Д (рис.1).

Результаты испытаний аппроксимируются линией: у=1,158-0,046Х[5];

Уравнение линии МКБ=8,0МПа-у=0,9(6).

Совместным решением уравнений

у(1да)=1,158-0,046х(1д^; ^=40,95788+23596,3495/Т-37,5758 1да Определен ресурс материала трубы - точка пересечения линий аппроксимации (5) с линией нормируемой длительной прочности полиэтилена ПЭ80 при температуре +20°С[аш]-Х1=29 лет, т.е запаса больше нет.

6.5

Совместным решением уравнения

у[1до]=1,158-0,046х[1дЦ; у[1д 8,0 МПа]=0,9

Определен прогнозируемый срок эксплуатации газопровода - точка пересечения линии аппроксимации с линией минимальной длительной прочности

вывод

Условия эксплуатации газопровода -рабочее давление 0,9 МПа, дополнительные внешние нагрузки вызывают снижение длительной прочности материалы трубы.

рекомендации

Провести внеплановое обследование газопровода, организовать мониторинг условий эксплуатации, снизить рабочее давление до 0,6 МПа, провести диагностику газопровода через 3 года (8 лет эксплуатации).

Разработанная методика прогнозирования остаточного ресурса газопроводов из полиэтиленовых труб на сегодняшний день является действенной и объективной. Результаты её использования могут быть применены на стадии про-

рис. 2. Эталонные кривые длительной прочности труб из рЕ80

ектирования трубопроводных систем. Для действующих же газопроводных сетей методика является качественным инструментом мониторинга и определения критического состояния газопровода.

Литература:

1. ПБ12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления.

2. РД12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов.

3. ГОСТ 24157-80 Трубы из пластмасс. Метод определения стойкости при постоянном внутреннем давлении.

4. ISO 9080:1992 Термопластовые трубы для транспортировки жидкостей. Методы экстраполяции данных разрывного гидростатического напряжения для определения продолжительности гидростатической стойкости материала термопластовых труб.

5. ГОСТ Р 50838-95 Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия.

6. ГОСТ Р 52134-2003 Трубы напорные из термопластов и соединительные детали к ним для систем водоснабжения и отопления.

7. ГОСТ 18599-2001 Трубы напорные из полиэтилена. Технические условия.

WWW.NEFTEGAS.INFO