СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ ТРУБОПРОВОДА Российский патент 2015 года по МПК F17D5/00 

Изобретение относится к области экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов.

Из уровня техники известен способ определения срока службы трубопровода, в основу которого заложена оценка усталостной поврежденности трубопровода с учетом результатов технического диагностирования и объемов планируемого ремонта (Василевич А.В., Городниченко В.И. Оценка остаточного ресурса газопровода по результатам технического диагностирования // «Газовая промышленность» №10, 2007). Поврежденность трубопровода представляет собой функцию времени, характеризующую процесс накопления повреждений в трубопроводе. Нулевое значение функции соответствует началу эксплуатации трубопровода, а единица - моменту наступления предельного состояния в соответствии с ГОСТ Р 27.002-2009. Надежность в технике. Термины и определения. Поврежденность трубопровода включает поврежденность от действия переменных эксплуатационных нагрузок и поврежденность от дефектов, а также фактического уровня напряжений в номинальном сечении трубы.

Недостатком данного способа определения технического состояния трубопровода является то, что его нельзя распространить на трубопроводы, необорудованные камерами запуска и приема внутритрубного диагностического оборудования, так как на этих трубопроводах техническое диагностирование по всей протяженности трасс с целью выявления дефектов стенки трубы не проводится, а выполняется только выборочный неразрушающий контроль трубопроводов в шурфах.

Известна корректировка проектного срока службы трубопровода, которая осуществляется по показателю технического состояния, методология определения которого по результатам внутритрубного технического диагностирования (см. статью В.В. Салюков, М.Ю. Митрохин. Методология оценки показателя технического состояния линейного участка магистрального газопровода по результатам внутритрубной диагностики, «Газовая промышленность» №4, 2009), а оценка результатов коррозионных обследований рассмотрена в статье A.M. Проскуряков, С.В. Романцов. Планирование комплексного капитального ремонта газопроводов, конструктивно не удовлетворяющих требованиям контролепригодности, «Газовая промышленность», №8, 2013.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ мониторинга и оценки технического состояния магистрального трубопровода, заключающейся в том, что проводят обработку измеренных физических параметров трубопровода, причем предварительно для каждого i-гo участка трубопровода создают расчетную математическую модель с эталонными параметрами и по измеренным физическим параметрам и адаптированной расчетной модели вычисляют обобщенный косвенный показатель текущего состояния трубопровода, например запас прочности или производные запаса прочности в материале трубопровода, а полученный массив обобщенных косвенных показателей оценивают по зонам допуска (см. патент RU №2451874, кл. F17D 5/00, 27.05.2012).

Недостатком данного способа определения срока службы является то, что не учитываются коррозионные и стресс-коррозионные механизмы деградации трубопровода, а также деградация трубопровода по техническому состоянию от совокупности всех дефектов (коррозии, стресс-коррозии, вмятин, гофр, царапин, задиров и др.).

Задачей изобретения является устранение указанных недостатков.

Технический результат заключается в повышении точности определения срока службы трубопровода на этапе эксплуатации за счет учета качества технического обслуживания и механизмов деградации трубопровода, связанных с коррозионным и стресс-коррозионным состоянием трубопровода, а также его техническим состоянием, характеризующимся показателем технического состояния.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что способ определения срока службы трубопровода включает количественную оценку процесса деградации трубопровода от переменных нагрузок, количественно выраженную в усталостной поврежденности трубопровода как функции времени эксплуатации, отличающийся тем, что осуществляют экскавацию трубопровода в местах, где не более трех лет назад производили измерения размеров допустимых коррозионных дефектов, измеряют их размеры и определяют скорости изменения поврежденности трубы от стресс-коррозионных и коррозионных дефектов, при этом пошагово определяют срок службы трубопровода $$T_{сс}^{у}$$ , при котором будет достигнуто предельное состояние от переменных нагрузок, срок службы трубопровода $$T_{сс}^{крн}$$ по стресс-коррозионному состоянию, срок службы трубопровода $$T_{сс}^{соr}$$ по коррозийному состоянию и срок службы трубопровода $$T_{сс}^{тс}$$ по техническому состоянию от дефектов, причем срок службы трубопровода $$T_{сс}^{у}$$ определяют по формуле: ,

где d_п - усталостная поврежденность трубопровода при предельном состоянии, равная единице, d - усталостная поврежденность трубопровода за год эксплуатации, k_у - коэффициент запаса, равный 5 и учитывающий рассеивание долговечности, влияние агрессивности среды, остаточных напряжений и других факторов,

срок службы трубопровода $$T_{сс}^{крн}$$ - по формуле

где T_нтд - наработка трубопровода по стресс-коррозионному состоянию на момент времени проведения последнего технического диагностирования,

T_крн ^_ наработка до отказа по стресс-коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования,

срок службы трубопровода $$T_{сс}^{соr}$$ - по формуле

где T_нтд - наработка трубопровода по коррозионному состоянию на момент времени проведения последнего технического диагностирования, T_cor - наработка до отказа по коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования, и

срок службы трубопровода $$T_{сс}^{тс}$$

- по формуле где

V_тс - скорость изменения показателя технического состояния, определяемая по формуле

где

$$t_{э}^{п}$$ - время эксплуатации трубопровода до проведения последнего технического диагностирования,

P_тс - показатель технического состояния, который определяют по формуле

P_тс=1-(1-D_т)·(1-D_к)·(1-D_г)·(1-D_м),

где D_т - поврежденность трубопровода от трещин, включая трещины стресс-коррозии, D_к - поврежденность трубопровода от коррозии, D_г - поврежденность трубопровода от гофр и вмятин, D_м - поврежденность трубопровода от механических дефектов, в частности царапины и задиры, причем предельное состояние определяют по показателю технического состояния трубопровода, равному 0,3, а в качестве срока службы трубопровода $$T_{сс}^{э}$$ устанавливают минимальный срок службы из $$T_{сс}^{cor}$$ ; $$T_{сс}^{крн}$$ ; $$T_{сс}^{у}$$ ; $$T_{сс}^{тс}$$ .

Предпочтительно D_т, D_к, D_г, D_м определяют с учетом внутритрубного диагностирования по следующим зависимостям:

где n_т - количество труб с трещинами, включая трещины стресс-коррозии,

n_тр - количество труб на трубопроводе.

где n_к - количество труб с коррозией, на которых коррозионный дефект имеет наибольшую поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, n_тр - количество труб на трубопроводе, $$d_{к\left(i\right)}^{\max }$$ - поврежденность i-той трубы от коррозионного дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и коррозионного дефекта.

,

где n_г - количество труб с дефектами геометрии трубы, на которых гофра или вмятина имеют максимальную поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, n_тр - количество труб на трубопроводе, $$d_{г\left(i\right)}^{\max }$$ - поврежденность i-той трубы от гофры или вмятины, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и гофры или вмятины.

где n_м - количество труб с механическими дефектами, на которых поврежденность от механических дефект максимальна по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, n_тр - количество труб на трубопроводе, $$d_{м\left(i\right)}^{\max }$$ - поврежденность i-той трубы от механического дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и механического дефекта.

На фиг. 1 представлен алгоритм определения срока службы трубопровода на этапе эксплуатации.

Основной идеей предлагаемого изобретения является то, что при определении срока службы трубопровода по всем механизмам деградации - коррозии, стресс-коррозии, усталости, а также от всей совокупности дефектов осуществляется по поврежденности трубопровода, которая представляет собой функцию времени, характеризующую процесс накопления повреждений в трубопроводе.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

На первом шаге определяется срок службы трубопровода, при котором будет достигнуто предельное состояние от переменных нагрузок. Значение $$T_{сс}^{у}$$ вычисляется по формуле

где d_п - усталостная поврежденность трубопровода при предельном состоянии, равная единице, d - усталостная поврежденность трубопровода за год эксплуатации, k_у - коэффициент запаса, учитывающий рассеивание долговечности, влияние агрессивности среды, остаточных напряжений и других факторов. Значение коэффициента запаса принято равным 5.

Усталостная поврежденность трубопровода за год эксплуатации d определяется по формуле

где b_y, m_у - параметры, описывающие кривую усталости, значения которых равны, соответственно, 10,85 и 3, σ_э - эквивалентные напряжения отнулевого цикла.

Эквивалентные напряжения отнулевого цикла σ_э определяются по формуле

где N₀ - количество отнулевых циклов в типизированном режиме переменного нагружения трубопровода, равное в соответствии со стандартом СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции семи, σ_i - интенсивность напряжений в стенке трубы трубопровода, m_у - параметр кривой усталости.

Интенсивность напряжений в стенке трубы трубопровода σ_i определяется по формуле

где σ_кц - кольцевые напряжения, σ_пр - продольные напряжения.

Кольцевые напряжения σ_кц определяются по формуле

,

где р - проектное давление в трубопроводе, D_н - наружный диаметр трубопровода, δ - толщина стенки трубы трубопровода, мм.

Продольные напряжения σ_пр определяются по формуле

где E - модуль упругости материала трубы трубопровода, α - коэффициент линейного расширения материала трубы трубопровода, σ_кц - кольцевые напряжения, µ - коэффициент Пуассона материала трубы, равный 0,3 для подземных трубопроводов и 0,5 для надземных трубопроводов, Δt_t - температурный перепад, определяемый как разница между температурой эксплуатации трубопровода и его температурой непосредственно после засыпки или другого способа фиксирования положения при монтаже.

Если на трубопроводе были выявлены дефекты стресс-коррозии, то после проведения процедуры определения параметров, характеризующих скорость изменения поврежденности от стресс-коррозии, вычисляют срок службы трубопровода по стресс-коррозионному состоянию по формуле

где Т_нтд - наработка трубопровода на момент времени проведения последнего технического диагностирования, T_крн - наработка до отказа по стресс-коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования.

Наработка до отказа по стресс-коррозионному состоянию T_крн определяется по формуле

где d_крн - поврежденность трубы от стресс-коррозионного дефекта, V_крн - скорость изменения поврежденности трубы от стресс-коррозионного дефекта.

Поврежденность трубы от стресс-коррозионного дефекта d_крн определяется по формуле

где ξ^с - относительная глубина стресс-коррозионного дефекта (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы), $${\xi }_p^c$$ - относительная глубина стресс-коррозионного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном давлении.

Величину $${\xi }_p^c$$ определяют по формуле

где σ_кц - кольцевые напряжения при проектном давлении, Q - коэффициент, σ_в - временное сопротивление материала трубы, A - коэффициент, значение которого определяется по формуле

где π - коэффициент, равный 3,14, δ - толщина стенки трубы, σ_кц - кольцевые напряжения при проектном давлении, K_1с - критическое значение вязкости разрушения.

Значение коэффициента Q вычисляют по формуле

где l - длина стресс-коррозионного дефекта, D_н - наружный диаметр трубы, δ - толщина стенки трубы.

Скорость изменения поврежденности трубы от стресс-коррозионного дефекта определяется по формуле

где $$d_{крн}^{\left(1\right)}$$ - поврежденность трубы при первом измерении размеров стресс-коррозионных дефектов, $$d_{крн}^{\left(2\right)}$$ - поврежденность трубы при втором измерении размеров стресс-коррозионных дефектов, τ₍₁₎ и Т₍₂₎ - время эксплуатации трубопровода до проведения первого и второго измерения, Δτ - время эксплуатации трубопровода между первым и вторым измерениями, α_ф - коэффициент, значение которого не превышает 2.

Если на трубопроводе были выявлены дефекты коррозии, то после проведения процедуры определения параметров, характеризующих скорость изменения поврежденности трубопровода от коррозии, вычисляют срок службы трубопровода по коррозионному состоянию по формуле

где Т_нтд - наработка трубопровода на момент времени проведения последнего технического диагностирования, Т_cor - наработка до отказа по коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования.

Наработка до отказа по коррозионному состоянию Т_cor определяется по формуле

где d_cor - поврежденность трубы от коррозионного дефекта, V_cor - скорость изменения поврежденности трубы от коррозионного дефекта.

Поврежденность трубы от коррозионного дефекта d_cor определяется по формуле

где ξ - относительная глубина коррозионного дефекта (глубина дефекта ϑ, отнесенная к толщине стенки трубы δ), ξ_р - относительная глубина коррозионного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном давлении.

Относительная глубина коррозионного дефекта ξ_p определяется по формуле

где Y - коэффициент, учитывающий уровень кольцевых напряжений, Q - коэффициент, учитывающий длину коррозионного дефекта.

Значения коэффициентов Y и Q определяются по формулам

где l - длина коррозионного дефекта, D_н - наружный диаметр трубы, δ - толщина стенки трубы, p - проектное давление, σ_в - временное сопротивление материала трубы.

Скорость изменения поврежденности трубы от коррозионного дефекта определяется по формуле

где $$d_{cor}^{\left(1\right)}$$ - поврежденность трубы при первом измерении размеров дефектов, $$d_{cor}^{\left(2\right)}$$ - поврежденность трубы при втором измерении размеров дефектов, τ₍₁₎ и τ₍₂₎ - время эксплуатации трубопровода до проведения первого и второго измерения, Δτ - время эксплуатации трубопровода между первым и вторым измерениями, α_ф - коэффициент, значение которого не превышает 2.

На следующем шаге из условия достижения трубопроводом предельного состояния при показателе технического состояния трубопровода, отражающий среднюю поврежденность трубы от дефектов, равном 0,3, срок службы трубопровода определяется по формуле

где ƒ, q - коэффициенты линейной аппроксимации показателей технического состояния трубопровода, вычисленные по результатам нескольких внутритрубных технических диагностирований.

Если на трубопроводе проведено одно внутритрубное техническое диагностирование или показатель технического состояния определен по результатам коррозионного обследования, то срок службы определяют по формуле

где Р_тс - показатель технического состояния, определяемый по результатам последнего технического диагностирования, V_тс - скорость изменения показателя технического состояния.

Скорость изменения показателя технического состояния может быть определена по формуле

$$t_{э}^{п}$$ - время эксплуатации трубопровода до проведения последнего технического диагностирования, Р_тс - показатель технического состояния трубопровода.

Для участков трубопровода, конструктивно удовлетворяющих требованиям контролепригодности по проведению внутритрубного технического диагностирования, определение срока службы по средней поврежденности трубопровода от всех дефектов выполняют на основе показателя технического состояния, значение которого определяется по формуле

где Р_втд - обозначение показателя технического состояния Р_тc, определяемого по результатам внутритрубного технического диагностирования, D_т - поврежденность трубопровода от трещин, включая трещины стресс-коррозии, D_к - поврежденность трубопровода от коррозии, D_г - поврежденность трубопровода от гофр и вмятин, D_м - поврежденность трубопровода от механических дефектов (царапины, задиры).

Поврежденность трубопровода от трещин D_m определяется по формуле

где n_т - количество труб с трещинами, включая трещины стресс-коррозии, n_тр - количество труб на трубопроводе.

Поврежденность трубопровода от коррозии D_к определяется по формуле

где n_к - количество труб с коррозией, на которых коррозионный дефект имеет наибольшую поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, n_тр - количество труб на трубопроводе, $$d_{k\left(i\right)}^{\max }$$ - поврежденность i-той трубы от коррозионного дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и коррозионного дефекта.

Поврежденность трубопровода от гофр и вмятин D_г определяется по формуле

где n_г - количество труб с дефектами геометрии трубы, на которых гофра или вмятина имеют максимальную поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, n_тр - количество труб на трубопроводе, $$d_{г\left(i\right)}^{\max }$$ - поврежденность i-той трубы от гофры или вмятины, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и гофры или вмятины.

Поврежденность трубопровода от механических дефектов D_м определяется по формуле

где n_м - количество труб с механическими дефектами, на которых поврежденность от механических дефект максимальна по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, n_тр - количество труб на трубопроводе, $$d_{м\left(i\right)}^{\max }$$ - поврежденность i-той трубы от механического дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и механического дефекта.

Поврежденность трубы от коррозионного дефекта d_к определяется по формуле

где ξ - относительная глубина коррозионного дефекта (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы), ξ_p - относительная глубина коррозионного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном давлении.

Поврежденность трубы от гофры или вмятины d_г определяется по формуле

где k_г - коэффициент, равный 24 для трубопроводов I-II категории и равный 20 для трубопроводов III-IV категории (см. СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции. М.: ООО «Газпром экспо», 2009), $$\max \left(\left|{\epsilon }_{\mathrm{1,0}}\right|;\left|{\epsilon }_{\mathrm{2,0}}\right|;w_{00}^{*}\right)$$ - максимальное значение, выбираемое из трех величин $$\left|{\epsilon }_{\mathrm{1,0}}\right|$$ (остаточная продольная деформация), $$\left|{\epsilon }_{\mathrm{2,0}}\right|$$ (остаточная кольцевая деформация) и $$w_{00}^{*}$$ (относительная глубина (высота) дефекта типа вмятина и гофра).

Поврежденность трубы от механических дефектов (царапин и задиров) d_м определяется в зависимости от длины дефекта по формуле

где ϑ - глубина дефекта, δ - толщина стенки трубы, l - длина дефекта, D_н - наружный диаметр трубы.

Если трубопровод не оборудован камерами запуска-приема внутритрубного оборудования, то его техническое состояние оценивается по результатам коррозионных обследований. Коррозионное обследование проводят путем измерения по трассе трубопровода с шагом, не превышающим 10 м, тока, возбужденного в трубопроводе генератором или другим внешним источником. Результаты измерения тока обрабатывают для определения интегрального сопротивления защитного покрытия, по величине которого определяют участки с поврежденным защитным покрытием и устанавливают относительную протяженность поврежденного защитного покрытия. По результатам коррозионных обследований с использованием данных об относительном количестве дефектных труб определяют коэффициент пропорциональности между относительным количеством дефектных труб и относительной протяженностью защитного покрытия, после чего с помощью указанных коэффициентов определяют показатель технического состояния всего трубопровода P_тс. Аналитическая модель определения показателя технического состояния трубопровода P_тс по результатам коррозионных обследований построена на результатах исследований, в результате которых была установлена зависимость между показателем технического состояния Р_втд и относительным количеством дефектных труб N_тд, а также зависимость между относительным количеством дефектных труб и относительной протяженностью поврежденного защитного покрытия L_опд, что позволило создать единую оценочную шкалу при определении показателя технического состояния трубопроводов по результатам внутритрубного технического диагностирования и коррозионных обследований.

Показатель технического состояния трубопровода определяется по формуле

где L_опд - относительная протяженность поврежденного защитного покрытия, k_п - коэффициент пропорциональности между показателем технического состояния трубопровода и относительной протяженностью поврежденного защитного покрытия.

На заключительном этапе в качестве срока службы трубопровода $$T_{сс}^{э}$$ устанавливают минимальный срок службы из $$T_{cc}^{cor}$$ ; $$T_{cc}^{крн}$$ ; $$T_{cc}^{у}$$ ; $$T_{cc}^{тс}$$ .

Если на трубопроводе был проведен капитальный ремонт с полной заменой защитного покрытия и частичной или полной заменой труб, то срок службы на этапе эксплуатации определяют по формуле

где Т_нр - наработка трубопровода до вывода в капитальный ремонт методом переизоляции с полной или частичной заменой трубы, τ_р - средний срок службы нового защитного покрытия трубопровода, k_р - экспериментально полученный коэффициент, равный от 2,0 до 2,1, τ_с - средний срок службы старого защитного покрытия трубопровода.

Пример

Пример реализации способа определения срока службы трубопровода на этапе эксплуатации, на котором капитальный ремонт методом переизоляции с заменой труб не выполнялся, приведен для трубопровода, параметры которого и исходные данные, необходимые для вычисления срока службы в соответствии с алгоритмом, представленным на чертеже, приведены в табл.1.

Так как на трубопроводе капитальный ремонт методом переизоляции не проводился, то определяем следующие сроки службы трубопровода: срок службы по коррозионному состоянию, срок службы по стресс-коррозионному состоянию, срок службы по критерию усталостной прочности и срок службы по средней поврежденности.

Для определения срока службы по коррозионному состоянию по данным табл.1-2 вычисляем для дефекта №1, расположенного на трубе №5, относительную глубину коррозионного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном давлении.

Вычисляем поврежденность трубы от коррозионного дефекта

Вычисляем наработку до отказа по коррозионному состоянию

Вычисляем срок службы трубопровода по коррозионному состоянию

Для определения срока службы по стресс-коррозионному состоянию вычисляем относительную глубину стресс-коррозионного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном давлении.

Вычисляем поврежденность трубы от стресс-коррозионного дефекта

Вычисляем наработку до отказа по стресс-коррозионному состоянию

Вычисляем срок службы трубопровода по стресс-коррозионному состоянию

Для определения срока службы по критерию усталостной прочности вычисляем кольцевые напряжения:

Вычисляем продольные напряжения:

Вычисляем интенсивность напряжений:

Вычисляем эквивалентные напряжения:

Вычисляем поврежденность трубопровода от переменных нагрузок за год эксплуатации:

Вычисляем срок службы трубопровода по критерию усталостной прочности:

Для определения срока службы трубопровода по средней поврежденности по данным, приведенным в табл.1 и 2, вычисляем поврежденность трубопровода от каждого коррозионного дефекта. Результаты вычисления поврежденностей трубопровода от дефектов коррозии представлены в табл.3.

По данным табл.3 вычисляем поврежденность трубопровода от дефектов коррозии:

Вычисляем поврежденность трубопровода от дефектов стресс-коррозии:

Вычисляем показатель технического состояния при значениях поврежденностей D_г, D_м, равных нулю, и значениях поврежденностей D_т, D_к, равных 0,0157 и 0,21:

Вычисляем срок службы трубопровода по средней поврежденности

В качестве срока службы трубопровода устанавливаем срок службы, равный

Предлагаемый способ позволяет обеспечить выполнение требований Федерального закона от 21 июля 1997 года №116-ФЗ О промышленной безопасности опасных производственных объектов, Федерального закона от 04 марта 2013 года №22-ФЗ О внесении изменений в Федеральный закон О промышленной безопасности опасных производственных объектов и других законодательных актов Российской Федерации, в соответствии с которыми для опасных производственных объектов в технической документации должны быть установлены сроки службы, а при их отсутствии определены экспертной организацией после соответствующих расчетных обоснований с учетом результатов анализа проектной документации и условий эксплуатации.

Изобретение относится к области экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов. Технический результат - повышение точности определения срока службы трубопровода. Способ заключается в том, что проводят количественную оценку процесса деградации трубопровода от переменных нагрузок, количественно выраженную в усталостной поврежденности трубопровода как функции времени эксплуатации, характеризующей процесс накопления усталостных повреждений в трубопроводе. Определяют поврежденность трубопровода, характеризующую процесс деградации трубопровода от коррозии и коррозионного растрескивания под напряжением и поврежденность трубопровода от эксплуатационных дефектов, в частности трещин, язв, гофр, вмятин, задиров или царапин. 1 з.п. ф-лы,3 табл., 1 ил.

1. Способ определения срока службы трубопровода, включающий оценку процесса деградации трубопровода от переменных нагрузок, количественно выраженную в усталостной поврежденности трубопровода как функции времени эксплуатации, отличающийся тем, что осуществляют экскавацию трубопровода в местах, в которых не более трех лет назад производили измерения размеров допустимых коррозионных дефектов, измеряют их размеры и определяют скорости изменения поврежденности трубы от стресс-коррозионных и коррозионных дефектов, при этом пошагово определяют срок службы трубопровода $$T_{сс}^{у}$$ , при котором будет достигнуто предельное состояние трубопровода от переменных нагрузок, срок службы трубопровода $$T_{сс}^{крн}$$ по стресс-коррозионному состоянию, срок службы трубопровода $$T_{сс}^{соr}$$ по коррозионному состоянию и срок службы трубопровода $$T_{сс}^{тс}$$ по техническому состоянию от дефектов, причем срок службы трубопровода $$T_{сс}^{у}$$ определяют по формуле: ,
где d_п - усталостная поврежденность трубопровода при предельном состоянии, равная единице, d - усталостная поврежденность трубопровода за год эксплуатации, k_у - коэффициент запаса, равный 5 и учитывающий рассеивание долговечности, влияние агрессивности среды, остаточных напряжений,
срок службы трубопровода $$T_{сс}^{крн}$$ - по формуле:

где T_нтд - наработка трубопровода по стресс-коррозионному состоянию на момент времени проведения последнего технического диагностирования,
T_крн - наработка до отказа по стресс-коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования,
срок службы трубопровода $$T_{сс}^{cor}$$ - по формуле:

где Т_нтд - наработка трубопровода по коррозионному состоянию на момент времени проведения последнего технического диагностирования, Т_соr - наработка до отказа по коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования, и
срок службы трубопровода $$T_{сс}^{тс}$$ по формуле:

где V_тс - скорость изменения показателя технического состояния, определяемая по формуле

где $$t_{э}^{п}$$ - время эксплуатации трубопровода до проведения последнего технического диагностирования,
P_тс - показатель технического состояния трубопровода, который определяют по формуле:

где - поврежденность трубопровода от трещин, включая трещины стресс-коррозии, D_к - поврежденность трубопровода от коррозии, - поврежденность трубопровода от гофр и вмятин, - поврежденность трубопровода от механических дефектов, в частности царапины и задиры, причем предельное состояние определяют по показателю технического состояния трубопровода, равному 0,3, а в качестве срока службы трубопровода $$T_{сс}^{э}$$ устанавливают минимальный срок службы из $$T_{сс}^{cor}$$ , $$T_{сс}^{крн}$$ , $$T_{сс}^{у}$$ и $$T_{сс}^{тс}$$ .

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что D_т, D_к, D_г, D_м определяют с учетом внутритрубного диагностирования по следующим зависимостям:
где n_т - количество труб с трещинами, включая трещины стресс-коррозии,
n_тр - количество труб на трубопроводе.

где n_к - количество труб с коррозией, на которых коррозионный дефект имеет наибольшую поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, $$d_{к\left(i\right)}^{\max }$$ - поврежденность i-той трубы от коррозионного дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и коррозионного дефекта,

где n_г - количество труб с дефектами геометрии трубы, на которых гофра или вмятина имеют максимальную поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, $$d_{г\left(i\right)}^{\max }$$ - поврежденность i-той трубы от гофры или вмятины, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и гофры или вмятины,

где n_м - количество труб с механическими дефектами, на которых поврежденность от механических дефект максимальна по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, $$d_{м\left(i\right)}^{\max }$$ - поврежденность i-той трубы от механического дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и механического дефекта.