Оценка и прогнозирование остаточного срока службы стальных газопроводов в условиях деформационного старения

 

В статье проведен краткий обзор ряда методик оценки остаточного срока службы (ресурса) стальных газопроводов сетей газораспределения и газопотребления в условиях деформационного старения. С использованием практических примеров, показано, что применение различных расчетных методик может способствовать повышению достоверности оценки остаточного ресурса стальных газопроводов.

Ключевые слова: стальные газопроводы, деформационное старение, временное сопротивление, предел текучести, остаточный срок службы.

 

Основными объектами сетей газораспределения и газопотребления являются стальные газопроводы, подавляющая часть которых построена в 60–80-е годы прошлого столетия. К настоящему времени большинство таких газопроводов исчерпало свой нормативный срок службы (ресурс) и требует проведения диагностических работ для оценки фактического состояния с целью определения возможности и условий дальнейшей безопасной эксплуатации.

Решение о продлении эксплуатации газопроводов базируется на определении причин их перехода в предельное состояние — выявлении наиболее значимых показателей с последующим выполнением расчетных и аналитических процедур прогнозирования технического состояния, включающих оценку остаточного ресурса (срока службы) по рекомендованным методикам.

При длительных статических эксплуатационных нагрузках одной из таких причин может быть деформационное старение металла элементов газопроводов [1, 2], сопровождающееся снижением пластичности, выраженным в сближении величин предела текучести (σ0,2) и временного сопротивления (σв). В подобных условиях для элементов, изготовленных из малоуглеродистых сталей, предельным считается момент времени, при котором отношение σ0,2/σв становится равным 0,9. При этом для прогнозирования технического состояния и оценки остаточного ресурса необходимыми являются данные о динамике деградации механических свойств металла в процессе эксплуатации.

В подавляющем большинстве случаев при диагностировании преимущество отдается неразрушающим методам контроля. Начальные (на момент ввода в эксплуатацию) механические характеристики металла элементов газопроводов принимаются по исполнительной документации, фактические (текущие) значения — определяют косвенным методом, например, пересчетом по предварительно установленным корреляционным соотношениям между искомыми параметрами и измеренными значениями твердости [3].

Расчет остаточного срока службы газопроводов по изменению пластичности металла регламентирован методиками, изложенными в РД 12–411–01 [1] и Р Газпром 2–2.3–789–2014 [2].

Согласно РД 12–411–01 [1] зависимость изменения начальных механических характеристик металла элементов газопровода от времени эксплуатации описывается степенной функцией ψ, включающей эмпирические коэффициенты α,b,c,e, определенные на основе экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы. Остаточный срок службы определяется графически, прогнозированием времени достижения фактического отношения σ0,2/σв его предельного значения при известной динамике изменения начальных механических свойств во времени, заданной функцией ψ (с интервалом точности + 10 %).

В рекомендациях Р Газпром 2–2.3–789–2014 [2] явление деградации свойств металла количественно характеризуется накопленной в процессе эксплуатации степенью деформационного старения (Δδ %), определяемой по изменению механических свойств металла в процессе эксплуатации с учетом коэффициентов изменения механических свойств сталей при деформационном старении (η), полученных экспериментально при лабораторных испытаниях искусственно состаренных образцов металла и фрагментов труб с разным сроком службы. При этом остаточный срок эксплуатации оценивается по времени достижения фактической (накопленной) степени деформационного старения металла ее предельного значения (Δδ %пред.), соответствующего условию σ0,2/σв = 0,9.

Очевидно, что указанные методики наиболее корректно применимы при условии наличия данных о начальных значениях σв и σ0,2, либо при доступности и адекватности предыдущих результатов контроля металла элементов газопровода, например, результатов измерения твердости металла при плановом диагностировании, проводимом по истечению ранее продленного срока службы газопровода. Вместе с тем в рассмотренных документах [1, 2] отмечено, что определенные экспериментально коэффициенты могут уточняться при получении новых данных.

Таким образом, для повышения достоверности оценки остаточного ресурса стальных газопроводов целесообразно применение дополнительных расчетных методик. Из результатов работ [4–6] сделан вывод, что одной из таковых методик может являться оценка остаточного срока службы по уровню остаточной прочности (γ) в соответствии с [7].

Величина γ определяется соотношением:

, (1)

где ,  — фактические значения предела прочности и предела текучести материала, МПа;  — коэффициент снижения трещинностойкости вследствие деформационного старения.

, (2)

где  — эквивалент углерода, %;  — время эксплуатации трубопровода, лет.

При этом в качестве предельного рассматривается момент времени, при котором фактическое значение уровня остаточной прочности ниже единицы, что, согласно [5, 7], свидетельствует о достижении состояния объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация возможна либо на сниженных параметрах, либо невозможна вообще. Алгоритм расчета остаточного срока службы по данной методике представлен в работе [5].

В целях сопоставления, проведен расчет остаточного срока службы ряда элементов стальных газопроводов по рассмотренным методикам. Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.

 

Таблица 1

Исходные данные для расчета остаточного срока службы

Номинальные размеры расчетного элемента подземного газопровода	Марка стали	С, %	Mn, %	σв0, МПа	σт0, МПа	t, лет	Рф, МПа	Тф, оС	σвф, МПа	σтф, МПа
Труба Ø219×8 мм	Ст20	0,18	0,35	490	295	44	0,03	10	531	345
Труба Ø159×8 мм	Ст20	0,20	0,57	500	280	43	0,60	8	519	332
Труба Ø159×6 мм	Ст10	0,14	0,35	434	244	43	0,60	11	458	275
Труба Ø108×3,5 мм	Ст10	0,12	0,39	445	254	43	0,03	11	464	280
Труба Ø89×4 мм	Ст10	0,14	0,39	463	260	41	0,03	10	493	301
Труба Ø57×4 мм	Ст20	0,17	0,57	487	288	44	0,03	9	525	338

 

Указанные в таблице 1 сведения получены из практики проведения работ по техническому диагностированию стальных подземных газопроводов. При этом марка стали, содержание углерода (С) и марганца (Мn), исходные значения временного сопротивления (σв0) и предела текучести (σт0) определены по данным сертификатов изготовителей (поставщиков); фактическое (действующее) давление (Рф), среднегодовая температура грунта на уровне заложения газопровода (Тф) и срок эксплуатации (t) — по результатам анализа документации; фактические значения временного сопротивления (σвф) и предела текучести (σтф) — пересчетом результатов измерений твердости (HB) по корреляционным соотношениям [8].

Результаты расчета представлены в таблице 2.

 

Таблица 2

Результаты расчета остаточного срока службы

Номинальные размеры расчетного элемента подземного газопровода	Остаточный срок службы, лет
	по РД 12–411–01 [1]	по Р Газпром 2–2.3–789–2014 [2]	по уровню остаточной прочности [7] (с учетом алгоритма [5])
Труба Ø219×8 мм	57	73	9
Труба Ø159×8 мм	58	207	8
Труба Ø159×6 мм	59	386	13
Труба Ø108×3,5 мм	69	500	13
Труба Ø89×4 мм	74	297	12
Труба Ø57×4 мм	58	83	9

 

Как видно из таблицы 2, значения срока службы, определенные по уровню остаточной прочности [7] значительно меньше значений, рассчитанных по методикам РД 12–411–01 [1] и Р Газпром 2–2.3–789–2014 [2]. Полученные результаты удовлетворительно согласуются c выводами авторов работы [6].

Таким образом, основываясь на принципах объективности, всесторонности и полноты исследований, проводимых с использованием современных достижений науки и техники при прогнозировании технического состояния и назначении остаточного срока службы стальных газопроводов в рассмотренных случаях, предпочтение следует отдать методике оценки уровня остаточной прочности [7].

 

Литература:

 

1.      РД12–411–01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. — Сер. 12. — Вып. 3 — М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2009. — 104 с.
2.      Р Газпром 2–2.3–789–2014. Газораспределительные системы. Определение остаточного ресурса сварных соединений распределительных трубопроводов.
3.      Сигайлов М. В., Шувакин А. Е., Матвеевцев В. Е., Манин О. А. Оценка механических свойств металла по твердости при диагностировании технического состояния стальных газопроводов // Молодой ученый. — 2016. — № 3. — С. 206–208.
4.      Гевлич С. О., Полонский А. Я. Расчет остаточного ресурса статически нагруженных конструкций в условиях эксплуатационного старения // Безопасность труда в промышленности. — 2009. — № 3. — С. 51–53.
5.      Гевлич С. О., Пегишева С. А. Выбор критерия предельного состояния диагностируемых металлоконструкций // Изв. Волгоградского государственного технического университета. Серия «Проблемы материаловедения, сварки и прочности в машиностроении». — 2010. — Вып. 4 — Т. 4. — С. 183–187.
6.      Гевлич С. О., Бабяк Т. Г., Васильев К. А., Макарова Н. В., Мирзонов М. В. Экспресс-метод оценки остаточного ресурса стальных труб // Технические науки — от теории к практике. — 2015. — № 9 (45). — С. 82–85.
7.      Ячинский А. А. Влияние структурно-фазового состава трубных сталей и их сварных соединений на сопротивлению деформационному старению / А. А. Ячинский // Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. — М.: РГУ НиГ им. И. М. Губкина, 2006.
8.      РД ЭО 0027–2005. Инструкция по определению механических свойств металла оборудования атомных станций безобразцовыми методами по характеристикам твердости.