|
|
|
|
|
|
|
Об остаточном сроке службы надземных газопроводов при длительной эксплуатации
19 ноября 2015
Балашов Владимир Игоревич,
инженер-эксперт ООО «Промышленная экспертиза», e-mail 2547050@mail.ru Аннотация: Проанализированы результаты технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности надземных и внутренних газопроводов после их длительной эксплуатации свыше 30 лет. Определены критерии предельного состояния, оказывающие преимущественное влияние на остаточный срок службы газопроводов с учё-том их условий эксплуатации. Экспертиза промышленной безопасности (ЭПБ) и техническое диагности-рование (ТД) надземных газопроводов находящихся в эксплуатации на опасных производственных объектах, как и других технических устройств, проводится после окончание срока службы, при внесении изменений в конструкцию объекта экспертизы и наступлении фактического срока эксплуатации свыше 20 лет, если отсутствуют сведения о сроке службы в технической документации (п. 2 Статьи 7 [1], п. 21 [2]). В тоже время для надземных газопроводов, использующих сжиженные углеводородные газы, максимальный срок эксплуатации до проведения ТД может составлять 30 лет в соответствии с требованиями пункта 56 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности [3]. Рассмотрим влияние условий эксплуатации в течение более 30 лет на фак-тическое техническое состояние надземных газопроводов (далее - газопроводы I типа) в сравнении с техническим состоянием внутренних газопроводов (далее – газопроводы II типа) также эксплуатировавшихся свыше 30 лет. Техническое состояние газопровода I типа рассмотрим на примере результатов ТД и ЭПБ вводного газопровода высокого давления (II категория согласно п.4.3 СНиП 42-01-2002 [4]), предназначенного для обеспечения природным газом потребителей [5, 6]. Техническое состояние газопровода II типа рассмотрим на примере результатов ТД и ЭПБ газопроводов низкого и среднего давления IV и III категории согласно п.4.3 СП 62.13330.2011 [7] – газораспределительного устройства и внутренних газопроводов котельной [8, 9]. Укладка газопровода I типа была осуществлена в 1974г., газопровода II типа - в 1976г. и на момент проведения ТД в 2015г. срок их эксплуатации составлял 41 год и 39 лет соответственно (в пределах 5% разбега), то есть практически в два раза больше максимального срока фактической эксплуатации, при котором должно проводиться ТД [2]. Газопровод I типа протяженностью L=50,73 м.п., изготовленный из трубных элементов диаметром ДN 89 , эксплуатируется при давлении Р < 0,6 МПа [6]. Газопровод II типа протяженностью L=60 м.п., изготовленный из трубных элементов диаметром от DN 20….108, эксплуатируется при давлении Р < 0,005 МПа (низкое давление) и Р < 0,3 МПа (среднее давление) [9]. Трубные элементов обоих газопроводов изготовлены из сталей Ст2, Ст3, Ст4, Сталь 20 по ГОСТ 8696-74. По результатам оценки технического состояния газопровода I типа (табл. Э 7.4.1 [6]) документация соответствует требованиям нормативных правовых актов в области ПБ, однако выявлены участки газопровода имеющие следующие дефекты, подлежащие устранению: - уплотнение I футляра газопровода на ц.в. № 1 не обеспечивает защиту от проникновения влаги, что не соответствует п.5.1.5 СНиП 42-01-2002; - шелушение и растрескивание ЛКП на участке газопровода на протяженности L=8,9 м; - язвенная коррозия основного металла трубы на границе с футляром ц.в. №1 с глубиной повреждений до 1,5 мм. По результатам оценки технического состояния газопровода II типа (табл. Т 2.3.1 [8]) установлено, что техническое состояние всех участков работоспособное. По результатам анализа технической документации и данных Технического отчета [8] в соответствии с п. 27 [2] определено, что все участки газопровода II типа соответствуют требованиям промышленной безопасности (табл. Э7.4.1 [9]): документация соответствует требованиям нормативных правовых актов в области ПБ, нарушений устройства газопровода и повреждения ОПС, повреждений защитного покрытия, трубы, ГО и изолирующих соединений не выявлено. По результатам ТД и оценки степени опасности выявленных дефектов и повреждений для определения срока дальнейшей безопасной эксплуатации газопроводов I и II типов в соответствии с п. 28 [2] были проведены следующие виды расчетов остаточного срока службы [6, 9]: - по критерию изменения пластичности металла; - по критерию изменения ударной вязкости металла; - по величине напряженно-деформированного состояния (НДС) при действии фронтальной коррозии металла; - по критерию наличия язвенной коррозии металла. Минимальные расчётные значения остаточного срока службы газопроводов I и II типов приведены в табл. 1 Таблица 1
Примечание.
* минимальные значения остаточного срока службы приведены для участков диаметром ДN 89. Как видно из данных представленных в табл. 1 основным критерием, определяющим величину остаточного срока службы газопроводов II типа, является снижение трещиностойкости. В результате длительной эксплуатации в течение двух назначенных сроков службы фактическая ударная вязкость анф материала труб газопроводов I и II типов снизилась более чем в 2 раза до значений 36,2 Дж/см2 и 35,0 Дж/см2 соответственно (табл. Ж.2. [6] и табл. Ж.2. [9]), но тем не менее до сих пор выше критического значения ударной вязкости 29,4 Дж/см2 (табл. 6 [10]), что позволяет продлить срок безопасной эксплуатации рассматриваемых газопроводов ещё как минимум 10 лет по критерию снижения трещиностойкости. Сравнение результатов ТД и ЭПБ газопроводов I и II типов показывает, что возможна длительная эксплуатация газопроводов течение двух назначенных сроков службы около 40 лет без деградации прочностных характеристик материала труб до критических значений [6, 9]. Для газопроводов I типа основным повреждающим фактором определяю-щим величину остаточного срока службы, наряду с механическим старением материала, является наличие язвенной коррозии металла, влияние которой на срок службы при длительной эксплуатации под воздействием окружающей среды становиться определяющим фактором. Вывод: При длительной эксплуатации в течение 30 лет и более основным повреждающим фактором определяющим срок безопасной эксплуатации внутренних газопроводов является механическое старение материала, в то время как срок службы надземных газопроводов лимитирует наличие язвенной коррозии металла. Литература: 1. Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в ред. Федерального закона от 04.03.2013 № 22-ФЗ). 2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утверждены приказом Ростехнадзора от 14.11.2013г. № 538, зарегистрировано в Минюсте России 26.12.2013г. № 30855. 3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы», утверждены приказом Ростехнадзора от 21.11.2013 г. № 558, зарегистрирован Минюстом России 31.12.2013, рег. № 30993. 4. СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы». 5. Технический отчет № ТО-75.200.100-ЗЛ-050-15 от 21.05.2015г., выдан-ный организацией ООО «Диаформ» (г. Москва). 6. Заключение № ЗЭ-75.200.100-ЗЛ-050-15 от 22.05.2015г. экспертизы промышленной безопасности ООО «Диаформ» (г. Москва), рег. № 01 – ТУ – 00000-2015. 7. СП 62.13330.2011 «Свод правил. Газораспределительные системы. Ак-туализированная редакция СНиП 42-01-2002», утверждены Приказом Минрегиона РФ от 27.12.2010 г. № 780 (ред. от 10.12.2012). 8. Технический отчет № ТО-75.200.100-БЛ-219-15 от «01» октября 2015 года, выданный организацией ООО «Диаформ» (г. Москва). 9. Заключение № ЗЭ -75.200.100-БЛ-219-15 от 02.10.2015г. экспертизы промышленной безопасности ООО «Диа 10. ГОСТ 8696 – 74 «Трубы стальные электросварные со спиральным швом общего назначения. Технические условия».
Короткая ссылка на новость: https://a-economics.ru/~xvpx3
|
|