РД 12-411-01. 
РД12-411-01

РД 12-411-01. РД12-411-01
Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
РТМ 26-17-012-83 - Сварка в защитных газах нефтехимической аппаратуры из нержавеющих сталей

 

 

 

Сварка ->  Газовое оборудование ->  РД 12-411-01 -> 

 

 

РД 12-411-01

 

 

ИНСТРУКЦИЯ ПО ДИАГНОСТИРОВАНИЮ

ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

 

Дата введения: 15-09-2001 г.

 

 

1. Область применения

 

Настоящая Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (далее - Инструкция) устанавливает виды и порядок проведения диагностирования, основные критерии оценки технического состояния газопроводов, предусматривает методики расчета остаточного срока службы газопроводов по истечении нормативной срока службы и в других случаях.

Инструкция устанавливает требования по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов, по которым природный газ по ГОСТ 5542 транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженный углеводородный газ по ГОСТ 20448 с избыточным давлением не более 1,6 МПа.

К газопроводам, на которые распространяются требования настоящей Инструкции, относятся подземные межпоселковые и распределительные газопроводы и подземная часть вводов, построенные из труб, изготовленных из малоуглеродистых марок сталей.

 

2. Используемые понятия

 

Для целей настоящей Инструкции используются следующие основные понятия:

Газопровод - часть газораспределительной системы, состоящий из трубопровода для транспортировки природного или сжиженных углеводородных газов, за исключением сооружений и устройств, установленных на нем.

Участок газопровода - часть или весь газопровод, построенный по одному проекту и имеющий одинаковые диаметр и толщину стенки труб, марку стали, тип изоляции, методы защиты от коррозии, срок укладки в грунт и ввод в эксплуатацию ЭХЗ.

Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.

Техническое диагностирование газопровода (диагностирование) - определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также определение его технического состояния.

Техническое состояние газопровода - соответствие одному из видов технического состояния в данный момент времени (исправен, неисправен, работоспособен, неработоспособен), определяемое по сравнению истинных значений параметров газопровода с установленными нормативно-технической документацией.

Базовый шурф - место на участке газопровода, которое предположительно будет находиться в наиболее тяжелых условиях эксплуатации.

Предельное состояние газопровода - состояние газопровода, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима и восстановление его работоспособного состояния невозможно, исходя из требований промышленной безопасности, либо его дальнейшая эксплуатация и восстановление работоспособного состояния нецелесообразны, исходя из экономических критериев.

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

Остаточный срок службы газопровода - расчетная календарная продолжительность эксплуатации газопровода от момента контроля ею технического состояния до перехода в предельное состояние. 

Напряженно-деформированное состояние (НДС) газопровода - состояние, при котором в металле труб газопровода возникают внутренние напряжения, вызванные воздействием внешних и внутренних нагрузок и воздействий.

Дефектный (аномальный) участок газопровода - несоответствие участка газопровода установленным нормам, в том числе имеющий коррозионные повреждения, изменение толщины стенки трубы, или испытывающий местное повышенное напряжение стенки трубы.

Эксплуатационная организация газораспределительной сети (ГРО) - специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспределительной сети, и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям и их обслуживанием. Эксплуатационной организацией может быть организация - собственник этой сети, либо организация, заключившая с организацией - собственником сети договор на ее эксплуатацию.

 

3. Общие положения

 

3.1. Определение технического состояния газопроводов с рабочим давлением газа =< 0,6 Мпа и участков этих газопроводов при достижении нормативного срока службы, должно осуществляться в соответствии с требованиями ПБ 12-368-00, за исключением газопроводов:

- проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более, или производились горные разработки;

- на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее, чем за сутки;

- проявления аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и других случаях по решению эксплуатирующей организации).

Остаточный срок службы таких газопроводов устанавливается эксплуатационной организацией. При наличии выявленных участков коррозии, срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.

3.2. Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование на основе оценки технического состояния, условий эксплуатации, качества работ по восстановлению работоспособного состояния газопровода.

3.3. Определение технического состояния газопроводов после продления нормативного срока службы должно проводиться в объеме и в сроки, установленные ПБ 12-368-00.

 В зависимости от срока службы газопровода, условий его эксплуатации и технического состояния предусмотрены следующие виды диагностирования: плановое и внеочередное.

3.4. Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного по результатам предыдущего диагностирования срока службы газопровода.

3.5. Внеочередное диагностирование проводится в случаях:

- перевода газопровода на более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого перевода;

- воздействия неблагоприятных внешних факторов, которые приводят к деформации грунта, выводящей газопровод за пределы нормативного радиуса упругого изгиба (если R<500 D, где D - наружный диаметр газопровода);

- после землетрясения силой свыше 6 баллов.

3.6. Для получения информации о динамике изменения характеристик свойств металла и изоляционного покрытия, необходимых для расчета остаточного срока службы газопровода, необходимо предусматривать для строящихся газопроводов в местах с наиболее тяжелыми условиями эксплуатации устройство базовых шурфов: - на стадии строительства. Для действующих газопроводов - в процессе диагностирования, в том числе в местах, предусмотренных пунктом 4.4.3 настоящей Инструкции.

Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять:

- для вновь сооружаемых подземных газопроводов - в соответствии со строительными нормами и правилами;

- при проведении планового или внеочередного диагностирования для действующих газопроводов - в предусмотренном при сооружении месте для шурфа (шурфов), в котором по результатам диагностирования газопровода установлен минимальный срок службы (при нескольких шурфах), - в количестве одного базового шурфа на участок газопровода из одной партии труб, независимо от протяженности участка и назначения.

- при проведении планового или внеочередного диагностирования для действующих газопроводов, и при отсутствия предусмотренного при сооружении базового шурфа, - в любом вскрытом при техническом обследовании месте - в количестве одного на диагностируемый участок из одной партии труб, независимо от протяженности участка и назначения;

Для вводов газопроводов протяженностью до 200 м предусматривать базовые шурфы не требуется.

Если на действующем участке газопровода базовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования его технического состояния не требуется вскрытия грунта (шурфового диагностирования), размещение базового шурфа следует предусматривать на одном из самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействию внешних факторов, в том числе:

- в местах, приведенных в п.4.4.3;

- наличия грунтов с высокой агрессивностью, блуждающих токов и анодных зон;

- пересечений с инженерными коммуникациями канальной прокладки;

- поворотов газопроводов и выхода их из земли;

- наличия отказов, зафиксированных при предшествующих проверках, обследованиях и авариях.

3.7. В базовых шурфах строительной организацией должны быть определены фактические начальные характеристики газопровода:

- наличия отказов, зафиксированных при предшествующих проверках, обследованиях и авариях.

В базовых шурфах строительной организацией должны быть определены фактические начальные характеристики газопровода:

- для металла труб - временное сопротивление, предел текучести и при толщине стенки 5 мм и более - ударная вязкость, полученные по данным сертификатов заводов - изготовителей или при их отсутствии - по результатам лабораторных испытаний;

- для изоляционного покрытия - переходное сопротивление и параметры, характеризующие адгезию.

Указанные характеристики должны быть зафиксированы в строительном и техническом эксплуатационном паспортах газопровода (приложение А).

3.8. Рекомендуется совмещать диагностирование с техническим (приборным) обследованием газопроводов.

При диагностировании могут быть использованы данные технического обследования газопровода, срок проведения которого не превышает 1 год.

В случае, когда в результате обследования нельзя однозначно сделать вывод о возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости замены газопровода, для дополнительного обследования может привлекаться экспертная организация, имеющая соответствующую лицензию.

 

4. Диагностирование

 

4.1. Плановое и внеочередное диагностирование производится в два этапа - без вскрытия грунта (бесшурфовое) и шурфовое.

Анализ результатов диагностирования, проводимый ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов (приложение А, Б). Анализ результатов диагностирования, проводимый экспертной организацией, имеющей соответствующую лицензию, осуществляется в порядке, предусмотренном Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности (утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 г. №64. зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98 г. рег. №1656).

Плановое диагностирование газопровода проводится в последовательности, представленной на рисунке 1, а именно:

 

 

 

 

 

Рисунок 1. Схема планового диагностирования подземных газопроводов

 

- анализ технической документации (проектной, строительной и эксплуатационной);

- разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта;

- диагностирование без вскрытия грунта;

- диагностирование в базовом шурфе;

- разработка программы шурфового диагностирования (при необходимости);

- диагностирование по программе шурфового диагностирования;

- определение технического состояния;

- расчет остаточного срока службы, выдача заключения.

4.2. Анализ проектной, строительной и эксплуатационной документации осуществляется путем изучения всех сведений о техническом состоянии газопровода в объеме данных, предусмотренных техническим эксплуатационным паспортом подземного газопровода (приложение А).

В случае несоответствия существующего эксплуатационного технического паспорта по содержанию с паспортом, приведенным в приложении А, он дополняется недостающими формами и данными.

На стадии анализа технической документации прослеживается динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режимы работы устройств электрохимической защиты, характер повреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации и в результате плановых приборных обследований.

Результаты анализа обобщаются и оформляются актом (приложение Б).

4.3. Диагностирование без вскрытия грунта

Программа диагностирования без вскрытия грунта составляется по результатам анализа документации и включает следующие разделы:

- выбор технических средств диагностирования из перечня, приведенного в разделе 9 настоящей Инструкции;

- проверка на герметичность в соответствии с порядком, предусмотренным подразделом 3.3 ПБ 12-368-00.

- проверка эффективности работы электрохимической защиты (в соответствии с ПБ 12-368-00, ГОСТ 9.602);

- проверка состояния изоляции (в соответствии с ПБ 12-368-00, ГОСТ 9.602), в том числе наличия сквозных повреждений изоляции;

- выявление участков газопровода с аномалиями металла труб (при наличии индикатора дефектов и напряжений (ИДН) (приложение В) или другими приборами (техническими устройствами), разрешенными к применению установленным порядком, позволяющими дистанционно выявить места коррозионных или иных повреждений труб, а также участки повышенных напряжений газопровода);

- определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиями по этому показателю, зафиксированных при предшествующих проверках.

По полученным результатам диагностирования без вскрытия составляется акт (приложения Г) и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе. При необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов (программа шурфового диагностирования).

4.4. Шурфовое диагностирование

4.4.1 Если в действующем газопроводе отсутствует базовый шурф, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждающим наличие мест аномалий металла, для ИДН является всплеск параметров магнитного поля более, чем на 20% по сравнению с фоновым значением).

В случае, если на диагностируемом участке газопровода указанных выше отклонений не обнаружено, место базового шурфа выбирается по результатам анализа технической документации с учетом требований п.3.5.

Основными критериями необходимости разработки программы шурфового диагностирования являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции (АНПИ, АНТПИ и др.) с показаниями приборов определения аномалий металла (ИДН и др.), результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов.

При отсутствии прибора для обнаружения аномалий в металле труб и указанных выше отклонений, в том числе отказов в период эксплуатации, места шурфования и их количество следует предусматривать в соответствии с ПБ 12-368-00, как при приборном техническом обследовании действующих подземных газопроводов. Срок службы в этом случае принимается по результатам обследования в шурфе, в котором установлен минимальный срок службы трубопровода.

4.4.2. Программа шурфового диагностирования включает:

- измерение поляризационного и (или) суммарного потенциала;

- определение внешнего вида, толщины и свойств изоляционного покрытия (переходное сопротивление, адгезия);

- определение состояния поверхности металла трубы (коррозионные повреждения, вмятины, риски и т.п.);

- контроль геометрических размеров трубы (наружный диаметр, толщина стенки) при наличии коррозионных повреждений;

- определение вида и размеров дефектов в сварных швах (монтажных и заводских), если они попали в зону шурфа, и при осмотре обнаружены отклонения от нормативных требований;

- определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов;

- определение фактических значений временного сопротивления (σвф), предела текучести (σтф), при толщине стенки 5 мм и более - ударной вязкости* KCU (άнф) металла, параметров НДС в кольцевом направлении.

4.4.3. Механические и вязкостные свойства металла и НДС труб, приведенные в п.4.4.2, следует определять и учитывать при назначении срока службы для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа, а также независимо от давления для участков:

- проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более, или производились горные разработки;

- на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее, чем за сутки;

- проявления аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и других случаях по решению эксплуатирующей организации).

4.4.4. По результатам шурфового диагностирования:

- составляется акт по форме 5 (приложения Д);

- при необходимости производится ремонт;

- по критериям предельного состояния, приведенным в разделе 5 настоящей Инструкции, производится расчет остаточного срока службы газопровода в соответствии с разделом 6 и приложением Е.

4.5. Внеочередное диагностирование

ГРО устанавливает:

- необходимость внеочередного диагностирования - с учетом требований п.3.4.;

- объем работ по внеочередному диагностированию - в зависимости от выбора критериев предельного состояния, по которому определяется остаточный срок службы согласно настоящей Инструкции;

- сроки проведения очередного диагностирования - исходя из результатов приборного обследования.

 

5. Определение технического состояния газопровода и рекомендации по поддержанию его в работоспособном состоянии

 

Определение технического состояния газопроводов проводится путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с критическими значениями соответствующих параметров предельного состояния.

5.1. Определение эффективности работы электрохимической защиты (ЭХЗ)

5.1.1. Требования к ЭХЗ и методы контроля определяются разделом 5 "Требования к электрохимической защите и методы контроля" ГОСТ 9.602, ПБ 12-368-00 и "Инструкцией по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии".

5.1.2. Оценка состояния ЭХЗ участка газопровода осуществляется по следующим параметрам:

- защищенность участка газопровода по протяженности;

- защищенность участка газопровода по времени.

5.1.3. Защищенность участка газопровода по протяженности определяется как отношение длины участков, имеющих поляризационный или защитный потенциал не менее требуемых значений, определяемых в соответствии с п.5.1.1 ГОСТ 9.602, к общей длине данного газопровода. При соотношении меньше единицы необходимо проверить работоспособность каждого преобразователя, анодного заземления, протекторов и других средств защиты.

5.1.4. Защищенность участка газопровода по времени определяется как выраженное в процентах отношение суммарного времени нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты за время эксплуатации к длительности периода работы в отсутствии необходимого поляризационного или суммарного защитного потенциала к общему времени эксплуатации. Показатель защищенности, являющийся критерием предельного состояния, должен быть не менее 95%.

5.2. Определение состояния изоляции

5.2.1. Критериями предельного состояния изоляции является сплошность, сквозные повреждения и значение переходного сопротивления.

5.2.2. Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает следующие параметры:

- тип, материал изоляции, внешний вид покрытия (наличие, расположение, площадь сквозных повреждений), характер покрытия (бугристость, наличие трещин, толщина по периметру, наличие обертки);

- адгезия, величина которой определяется по методикам, предусмотренным приложением Б ГОСТ Р 51164;

- величина переходного сопротивления;

Одновременно определяется удельное электрическое сопротивление грунта в месте расположения шурфа.

5.2.3. Величина переходного сопротивления Rф определяется по методу, приведенному в приложении Ж, или с помощью мегомметра, например тип М1101М, или другого типа с килоомной шкалой и напряжением 100 В.

5.2.4. Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению Rф в сравнении с критическим (предельным) Rк значением конечного переходного сопротивления труба-грунт. Критическое или предельное переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения:

 

                                                                     (1)

 

где рг   - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом x м;

       

     D    - наружный диаметр трубопровода, м;

     H    - расстояние  от  поверхности  земли  до  верхней  образующей трубопровода, м;

     h    - толщина стенки трубы, м.

 

Решение уравнения происходит методом подбора значения Rк, обеспечивающего равенство левой и правой частей уравнения с точностью 0.5.

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

Если 2Rк >= Rф >= Rк, покрытие находится на пределе защитных свойств.

Если Rф > 2Rк и имеется только пассивная защита газопровода, рассчитывается остаточный срок службы изоляционного покрытия в соответствии с п.6.1.

При определении изоляционного покрытия на участке газопровода, как полностью деградировавшего, или находящегося на пределе защитных свойств, в случае экономической целесообразности назначается корректировка режимов работы действующих установок ЭХЗ, а при недостаточности принимаемых мер, - обустройство на газопроводе дополнительных пассивных и активных средств ЭХЗ.

При экономической нецелесообразности дополнительных защитных мероприятий назначаются мероприятия по защите локальных зон и остаточный срок службы газопровода рассчитывается с учетом прогнозируемого уменьшения толщины стенки труб в результате коррозии, исключая защитные свойства изоляции.

5.3. Определение степени коррозионных повреждений металла

Критериями предельного состояния трубы являются сквозное коррозионное повреждение или остаточная толщина стенки трубы, которая не позволяет дальнейшую эксплуатацию газопровода из условий обеспечения прочности.

Влияние коррозионного износа на величину остаточного срока службы труб газопровода определяется расчетом в соответствии с п.п.6.6, 6.7 настоящей Инструкции.

По результатам расчета определяется возможность дальнейшей эксплуатации газопровода, как без проведения ремонта, так и при условии проведения ремонта методом абразивной зачистки (приложение И), или другими допустимыми методами ремонта, в том числе врезкой "катушки".

5.4. Определение качества сварных стыков

5.4.1. Если в процессе эксплуатации утечек через сварные стыки или их разрывы не отмечалось, то стыки признаются годными и их проверка не производится.

5.4.2. Если сварной стык попал в зону шурфа и в процессе эксплуатации были выявлены повреждения в стыковом (строительном) или заводском (продольном или спиральном) сварном шве, а также выявлено, что их внешний вид не соответствует требованиям нормативных документов, сварное соединение подлежит проверке неразрушающими видами контроля в соответствии со строительными нормами.

5.5. Определение физико-механических свойств металла труб

При длительной эксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металла труб, в том числе:

- снижение пластичности, выраженной в сближении величин предела текучести σт, и временного сопротивления σв;

- снижение ударной вязкости ан (KCU).

Допустимые значения перечисленных критериев, приведенных к температуре 20°С, для труб из углеродистой стали должны быть в пределах:

 

 

 

Фактические значения физико-механических свойств металла определяются:

- σтф, σвф - согласно ГОСТ 10006 и, как исключение, путем пересчета значений твердости, полученных с помощью переносного твердомера или коэрцитиметра по методикам, предусмотренным паспортом соответствующего прибора, и приложением Л настоящей Инструкции;

- анф (KCU) (ударная вязкость фактическая) - приборным неразрушающим методом согласно приложению К настоящей Инструкции или разрушающим методом согласно ГОСТ 9454;

- σкцф (кольцевое напряжение фактическое) - приборным неразрушающим методом согласно приложению К настоящей Инструкции или расчетом по формуле (13) настоящей Инструкции.

Предельно допустимые значения фактических кольцевых напряжений (σкцф) в стенке газопровода должны быть не более 0,75 σт.

При достижении любого из перечисленных критериев своего предельного значения участок газопровода назначается на перекладку.

 

6. Расчет остаточного срока службы газопровода

 

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

 

                                                                                    (2)

 

где - α постоянная времени старения (год(-1)), рассчитываемая по формуле:

 

                                                                                   (3)

 

где R0 - переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода. Берется реально измеренное R0 значение для данного участка, либо принимается по таблице 1;

tф - фактическое время эксплуатации газопровода до начала диагностирования, год.

 

Таблица 1.

 

Переходное сопротивление изоляционного покрытия R_0 на законченных строительством участках газопровода

 

Основа покрытия

Переходное сопротивление, Ом·м

Битумные мастики

5·10

Полимерные рулонные материалы

10

Полиэтилен экструдированный

3·10

Стеклоэмаль

10

 

Пример расчета остаточного срока службы изоляционного покрытия приведен в приложении Е.

6.2. За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из следующих параметров по соответствующим пунктам настоящей Инструкции:

- пластичности металла труб (п.6.4);

- ударной вязкости металла (п.6.5);

- НДС при наличии фронтальной коррозии (п.6.6);

- локальному НДС в местах коррозионных язв (питтингов) (п.6.7);

При ремонте или замене (вырезке) пораженного язвенной или фронтальной коррозией участка расчет остаточного срока службы металла труб по п.п.6.6, 6.7 для этого участка не производится, а определение остаточного срока службы производится по другим параметрам (п.п.6.4, 6.5).

Результаты расчета остаточного срока службы по настоящей Инструкции достоверны при рабочем давлении газа, создающем напряжения в стенке трубы не более 0,3 σв.

6.3. Определение физико-механических свойств металла приведено для условий: температура 20°С, избыточное давление для природного газа - 1,2 МПа, для паров СУГ - 1,6 МПа. Другие условия эксплуатации газопровода учитываются применением соответствующих поправочных коэффициентов k1, k2, К3, K4 в формулах (4), (10).

Исходные механические характеристики металла труб в начале эксплуатации (сигма_то, сигма_во, альфа_но) принимаются по исполнительной документации на газопровод (данные базового шурфа или сертификата качества) и, как исключение, при отсутствии их - по минимальным значениям механических характеристик стальных труб, приведенным в таблице 2, в которой для упрощения расчетов марки сталей всех степеней раскисления объединены в две группы по близости механических свойств.

 


Таблица 2.

 

Минимальные значения механических характеристик стальных труб (средние по маркам стали)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

    Рейтинг@Mail.ru   Каталог популярных сайтов           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге