Акт результатов шурфового контроля

При диагностировании технического состояния подземного газопровода

 

 

Организация-владелец ___________________________________________________________________

 

Место прокладки газопровода _____________________________________________________________

 

Назначение газопровода _________________________________________________________________

 

Общая протяженность ____________ м, рабочее давление ___________ МПа

 

Дата обследования: __________________ 200___г.

 

 

1. Состояние изоляционного покрытия

 

N шурфа	Основа покрытия	Тип покрытия	Армирующий материал	Толщина покрытия, мм		Переходное сопротив- ление, Ом·м	Адгезия	Приме- чание
				минима- льная	максима- льная

    

 

2. Эффективность работы системы ЭХЗ

 

N шурфа	Тип и марка установки	Фактические параметры установки			Расстояние до шурфа, м	Величина защитного потенциала, В
		, В	, А	, В		поляризационного	суммарного

    

 

3. Коррозионное состояние металла трубы

 

N шурфа	Тип дефекта*	Глубина дефекта (уменьшение толщины стенки), мм	Толщина стенки на неповрежденных участках, мм	Размер дефекта, мм

_______________

* В графе "Тип дефекта" указать вид коррозии: фронтальная, язвенная, трещиноподобный дефект.

 

 

4. Механические свойства металла трубы

 

N шурфа	По измерениям твердости				По измерениям магнитного шума
	Твердость		, МПа	, МПа	Среднее значение в кольцевом направлении, МШ	Фактическое значение ударной вязкости , Дж/см
	Среднее значение	Ед. измерения
1	2	3	4	5	6	7

 

Примечание. При непосредственном измерении механических характеристик (, , KCU) столбцы 2, 3 и 6 не заполняются.

 

 

5. Напряженно-деформированное состояние металла трубы

 

N шурфа	Среднее значение магнитно -шумового сигнала		Фактическое напряжение в стенке трубы, МПа
	в осевом направлении, МШ	в окружном направлении, МШ	в осевом направлении	в кольцевом направлении

    

 

6. Состояние сварных соединений

 

N шурфа	Внешний вид		Вид дефекта	Метод ремонта
	Монтажный шов	Заводской шов

    

 

7. Определение коррозионной агрессивности грунтов по отношению к углеродистой и низколегированной стали

 

N шурфа	Удельное сопротивление грунта, Ом·м		Средняя плотность катодного тока, А/м	Оценка коррозионной агрессивности грунта
	определенное в полевых условиях	определенное в лабораторных условиях

 

Акт составила комиссия в составе:

___________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

___________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

___________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

___________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

    

 

    

Приложение Е

 

Примеры расчета остаточного срока службы

    

    

Е. 1. Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия

 

В результате диагностирования было определено:

 

газопровод из стальных труб наружным диаметром D =0,219 м и толщиной стенки трубы h =0,006 м проложен в грунте средней коррозионной активности удельным сопротивлением =12 Ом·м на глубине Н =1 м. Его переходное сопротивление, замеренное в шурфе, = 100 Ом·м , а исходное значение, принимаемое по табл.1, =5·10  Ом·м . Время эксплуатации = 30 лет.

 

Подставляем имеющиеся значения в формулу (1):

 

 

после арифметических упрощений имеем

 

 

Решаем полученное уравнение методом подбора с точностью не ниже 0,5 Ом·м .

 

 

Значение  для левой части уравнения	18,0	20,0
Соответствующее значение  в правой части уравнения	19,89	20,03

 

 

Принимаем величину критического переходного сопротивления =20,0 Ом·м .

 

Проверяем выполнение условия , условие выполняется.

 

По формулам (3) и (2) проводим расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия:

 

 

Таким образом, по результатам расчета, по истечении семи лет на продиагностированном участке газопровода ожидается снижение переходного сопротивления изоляционного покрытия за допустимые пределы и должно быть принято решение о дальнейших противокоррозионных мероприятиях, в том числе с применением пассивной и активной электрохимической защиты.

 

Е.2. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла

 

Пример 1 (рис.Е.1).

 

При обследовании технического состояния участка газопровода наружным диаметром 273 мм установлено: материал - Ст4 (группа А), =332 МПа, =384 МПа, =435 МПа, =480 МПа, =9 мм, внутреннее давление 0,005 МПа, температура в шурфе трубопровода 10 °С, время эксплуатации =46 лет.

 

Строим график функции  по формуле (4) с интервалом точности (+10%) в виде двух кривых:  и = +0,1  и три прямые: / =0,9; / = / =0,8 и t = =46 лет (рис.Е.1).

 

Находим абсциссу точки пересечения кривой  с прямой / =0,9, =63 года. Определяем точку пересечения прямой t =  и / = / , . Точка  попадает в интервал точности функции , уточнения параметров функции  не требуется, следовательно: = - =63-46=17 лет - остаточный срок службы по пластичности.

 

 

Время эксплуатации газопровода t, лет

 

Рис.Е.1

 

 

Пример 2 (рис.Е.2).

 

При обследовании 2-го участка газопровода с аналогичными параметрами получены следующие данные: =309 МПа,  =384 МПа, =435 МПа, =463 МПа.

 

Строим графики аналогично примеру 1.

 

Точка  в этом случае оказалась за пределами интервала точности функции  (в области над кривой ), следовательно, величину остаточного срока службы  определяем с использованием условно-фактического времени эксплуатации газопровода , равного абсциссе точки пересечения кривой  с прямой / = / . В этом случае = - .

 

Из графиков аналогично примеру 1 получаем: =76 лет, =55 лет, следовательно: = - =76-55=21 год - остаточный срок службы данного участка газопровода по пластичности.

 

 

Время эксплуатации газопровода t, лет

 

Рис.Е.2

 

 

Е.3. Расчет остаточного срока службы по изменению ударной вязкости

 

Пример 1 (рис.Е.3).

 

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 273 мм установлено: материал - Ст 4 (группа А), =78,4 Дж/см , =39 Дж/см , =9 мм, внутреннее давление 0,005 МПа, температура в шурфе трубопровода 10 °С, время эксплуатации =46 лет.

 

Строим график функции  по формуле (7) с интервалом точности (-10%) в виде двух кривых:  и = - 0,1  и три прямые: =30 Дж/см ,  = =38 Дж/см  и = =46 лет (рис.Е.2).

 

Находим абсциссу точки пересечения кривой  с прямой =30 Дж/см ,  =61 год. Определяем точку пересечения прямой =  и = , . Точка  попадает в интервал точности функции , уточнения параметров функции  не требуется, следовательно: =  - =61-46=15 лет - остаточный срок службы по ударной вязкости.

 

 

Рис.Е.3

 

 

Пример 2 (рис.Е.4).

 

При обследовании 2-го участка газопровода с аналогичными параметрами получены следующие данные: =78,4 Дж/см , =38 Дж/см . Строим графики аналогично примеру 1.

 

Точка  в этом случае оказалась за пределами интервала точности функции  (в области под кривой ), следовательно, величину остаточного срока службы определяем с использованием условно-фактического времени эксплуатации газопровода , равного абсциссе точки пересечения кривой  с прямой = . В этом случае  =  - .

 

Из графиков аналогично примеру 1 получаем: =61 год, =47 лет, следовательно: = - =61-47=14 лет - остаточный срок службы данного участка газопровода по ударной вязкости.

 

 

Рис.Е.4

 

 

Е.4. Расчет остаточного срока службы газопровода при действии фронтальной коррозии

 

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 219 мм установлено: материал - Ст3 (группа А), =216 МПа, =362 МПа, =6 мм, внутреннее давление Р =1,2 МПа, время эксплуатации =30 лет, грунт - суглинок, обнаружена общая (фронтальная) коррозия, толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта) =3,84 мм.

 

Определяем по формулам (14) и (13) начальное кольцевое и фактически действующее кольцевое напряжения с учетом утонения стенки трубы:

 

 

   

 

 

По формуле (15) определяем среднюю скорость коррозии

 

 мм/год.

 

Определяем по формуле (12) максимальное время "жизни" ненапряженного элемента

 

 года.

 

Согласно формуле (11) находим остаточный срок службы

 

лет.

 

Е.5. Расчет остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии

 

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 219 мм установлено: материал - Ст 3 (группа А), =216 МПа, =362 МПа, =6 мм, внутреннее давление =1,2 МПа, время эксплуатации =30 лет, грунт - суглинок, обнаружена точечная (питтинговая) коррозия, толщина стенки трубы в месте коррозионного дефекта  =3,84 мм с размером (по верхней кромке) = 4 мм.

 

Определим = 0,75 =162 МПа.

 

Определяем по формуле (19) критическую глубину дефекта

 

мм.

 

Аналогично предыдущему примеру скорость коррозии =0,072 мм/год. =0,13, =0,103.

 

Согласно формуле (17) определим остаточный срок службы

 

 года.

    

 

    

Приложение Ж