Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ состояния системы магистральных трубопроводов и постановка задач исследований 9
1.1. Анализ возрастной структуры магистральных трубопроводов и динамики их восстановления 9
1.2. Анализ исследований и обзор научно-технических разработок по проблеме оценки несущей способности трубопроводов с дефектами. 16
1.3. Постановка задач исследований 28
Выводы по главе I 30
ГЛАВА II. Разработка математических моделей для расчета напряжений в металле стенки трубы при ремонтных работах 32
2.1. Классификация дефектов с позиции ремонтопригодности локальных сечений трубопровода 32
2.2. Выбор метода ремонта в зависимости от вида повреждения стенки трубы 45
2.3. Анализ факторов, влияющих на уровень допустимых напряжений в стенке трубопроводов при ремонте 61
2.4. Разработка методики количественной оценки напряжений при ремонтных работах 73
Выводы по главе II 97
ГЛАВА III. Построение модели оценки работоспособности трубопровода после ремонта его участков в группах различных типов 99
3.1. Разработка общего алгоритма расчета работоспособности трубопровода после ремонта его отдельных участков 99
3.2. Взаимодействие отремонтированных участков с грунтом обратной засыпки при эксплуатации трубопровода в условиях болот 109
3.3. Взаимодействие отремонтированных участков с мерзлыми грунтами 117
Выводы по главе III 120
ГЛАВА IV. Разработка рекомендаций по использованию полученных результатов исследований 122
4.1. Методика определения вероятности безотказной работы трубопровода после выборочного ремонта 122
4.2. Методика технико-экономического анализа альтернативных стратегий выборочного ремонта трубопроводов 128
4.3. Расчет работоспособности трубопровода после реализации различных стратегий выборочного ремонта 137
Выводы по главе IV 147
Общие выводы 149
Список литературы
- Анализ возрастной структуры магистральных трубопроводов и динамики их восстановления
- Классификация дефектов с позиции ремонтопригодности локальных сечений трубопровода
- Разработка общего алгоритма расчета работоспособности трубопровода после ремонта его отдельных участков
- Методика определения вероятности безотказной работы трубопровода после выборочного ремонта
Введение к работе
Особенностью современных нефтегазотранспортных систем является несоответствие между нормативно-проектными требованиями, предусматривающими срок эксплуатации 30-35 лет, и реальной ситуацией, когда более 40% трубопроводов превысили этот срок. В связи с этим возрастают требования к технологической и экологической безопасности объектов как на уровне европейских комиссий ООН, так и на федеральном уровне, где в целях безопасности снижено давление на большей части магистралей. В условиях интенсивного старения трубопроводных систем, диктующего необходимость их реконструкции, практически единственным кардинальным средством, обеспечивающим решение задачи поддержания высоконадежного и эффективного транспорта нефти и газа без вовлечения дополнительных ресурсов и при ограниченности инвестиций становится переход на новую ресурсосберегающую систему «по состоянию». Это обуславливает необходимость разработки теоретических методов и практических рекомендаций по оценке технического состояния длительно эксплуатируемых трубопроводов с дефектами, параметры которых с удовлетворительной точностью определяются современными средствами внутритрубной дефектоскопии. В этом случае целесообразно использовать основные положения механики разрушения, позволяющие, в отличие от метода балльной оценки риска аварий на основе экспертных данных, количественно описать явления разрушения и прогнозировать срок службы трубопроводов. С учетом интенсивного развития внутритрубной диагностики корректная количественная оценка напряженно-деформированного состояния металла стенки трубы и технического состояния линейного участка в целом дает возможность реализовать адекватные программы выборочного ремонта трубопроводов, что, в свою очередь, позволяет управлять ресурсом конструкции. При этом следует отметить, что по сравнению с металлом труб изоляция трубопроводов стареет интенсивнее. Это предопределяет необходимость многократного увеличения объемов выборочного ремонта.
Таким образом, для обеспечения безопасности магистральных трубопроводов требуется корректно анализировать негативные факторы длительной эксплуатации, развивать методы расчета эксплуатационной надежности конструкций с учетом особенностей эксплуатации, результатов диагностики и вероятностной природы разрушений, а также совершенствовать технологии ремонта на основе современных экспериментальных исследований и математических моделей. Решение перечисленных выше задач позволит управлять безопасностью трубопроводов в течение всего срока эксплуатации, определять наиболее эффективные пути обеспечения их эксплуатационной надежности, не требуя в тоже время излишних ремонтных работ. Учитывая значительную протяженность трубопроводной системы, а также ее роль в экономике страны, исследования в указанных направлениях крайне актуальны. Исходя из этого, была выбрана цель настоящей работы - оценка работоспособности трубопровода после выборочного ремонта локальных участков с учетом предыстории эксплуатации и ремонта в специфических условиях Западной Сибири.
Для реализации цели поставлены следующие основные задачи:
- формирование концепции безопасной эксплуатации трубопроводных систем после локальных ремонтов линейных участков;
- разработать методики количественной оценки ремонтных напряжений с учетом диагностической информации, наличия дефектов в стенке трубы при реализации восстановительных мероприятий и взаимодействия с грунтами различных типов;
- разработать алгоритм расчета общего уровня напряженно-деформированного состояния трубопровода после ремонта его участков с учетом сложных условий эксплуатации в мерзлых и водонасыщенных грунтах; - построить математическую модель для определения вероятности безотказной работы (работоспособности) трубопровода после локальных ремонтов с учетом неопределенности прогнозной информации.
Основой для решения данных задач явились труды отраслевых институтов (ВНИИСТ, Гипротрубопровод, ИПТЭР, УралНИТИ), академических институтов (ИМАШ им. А.А. Благонравова, ИЭС им. Е.О. Патона), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (ТюмНГУ, УГНТУ, РГУНГ им. И.М. Губкина), исследования ведущих ученых: В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, А.Г. Гумерова, Р.С. Гумерова, К.М. Ямалеева, Н.А. Махутова, Е.М. Морозова, О.И. Стеклова, К.В. Черняева и других. Кроме того в работе использованы и обобщены данные о фактическом техническом состоянии магистральных трубопроводов, результаты диагностических обследований, испытаний ремонтных конструкций и технологий ремонта. В ходе исследований применены положения механики разрушения, теории вероятности, численного моделирование процессов деформирования и разрушения твердых тел.
В процессе решения поставленных задач получены результаты, представляющие научную новизну:
• разработаны основы расчетной методики, позволяющей адекватно определять напряженно-деформированное состояние ремонтируемых участков трубопроводов с учетом особенностей технологий восстановительных работ и специфических региональных условий;
• созданы алгоритмы расчета общего напряженного состояния трубопровода при сложном нагружении с использованием принципа суперпозиции упругих напряжений, учитывающие начальные напряжения;
• разработана математическая модель оценки работоспособности трубопровода с локально восстановленными участками при неопределенности прогнозной информации.
В процессе решения поставленных задач получены следующие результаты, представляющие научную новизну:
• разработана методика расчета напряженно-деформированного состояния ремонтируемых участков магистральных трубопроводов с учетом особенностей технологий восстановительных работ;
• созданы алгоритмы расчета общего напряженного состояния трубопровода при сложном нагружении с использованием принципа суперпозиции упругих напряжений, учитывающие начальные напряжения;
• разработана математическая модель оценки работоспособности трубопровода с локально восстановленными участками при неопределенности прогнозной информации.
Практическая ценность работы заключается в том, что полученные результаты дают возможность нефтегазотранспортным предприятиям адекватно планировать мероприятия по техническому обслуживанию систем трубопроводного транспорта Западной Сибири и позволяют разрабатывать обоснованные ремонтные программы с учетом развития современных технологий диагностики и восстановления.
На защиту выносятся:
1. Результаты комплексного анализа основных факторов и причин снижения работоспособности трубопроводов, особенностей их нагружения в процессе ремонта и послерел.онтной эксплуатации, механизмов разрушения конструкции, позволяющие сформировать концепцию безопасной эксплуатации нефтегазопроводов после выборочного ремонта;
2. Результаты исследований напряжено-деформированного состояния труб с дефектами различных типов в процессе реализации восстановительных мероприятий с учетом специфических условий Западной Сибири.
3. Расчетная методика определения работоспособности магистрального трубопровода после локального ремонта его участков с учетом прогнозных оценок послеремонтной эксплуатации. Основные исследования по диссертационной работе выполнены в соответствии с Межгосударственной научно-технической программой «Высоконадежный трубопроводный транспорт», утвержденной Правительствами Российской федерации и Украины.
Анализ возрастной структуры магистральных трубопроводов и динамики их восстановления
Система магистральных трубопроводов России позволяет полностью обеспечить транспортировку запланированных объемов нефти и газа потребителям России, странам СНГ и Западной Европы. Однако трубопроводы стареют (табл. 1.1, 1.2) и решение важнейшей задачи обеспечения высокой надежности и безопасности эксплуатации нефтегазотранспортной системы в условиях дефицита финансовых и материальных ресурсов может быть достигнуто только за счет перехода на выборочные методы ремонта по результатам технической диагностики. Следовательно, основой технической политики в области поддержания проектных характеристик действующих трубопроводов является создание корректных математических моделей для оценки их технического состояния и разработка адекватных программ выборочного ремонта.
Основной объем составляют три возрастные группы трубопроводов.
Первая группа трубопроводов, построенная в 1963-1966 г.г., со средним сроком эксплуатации 37 лет сооружена по старым строительным нормам, которые не соответствуют действующим в части допусков на размеры сварных соединений и требований к изоляционным покрытиям.
Эта группа не подготовлена к проведению внутритрубной дефектоскопии. Можно предсказать массовое наличие дефектов в сварных стыках и сплошную коррозию по нижней образующей. Такие трубопроводы целесообразно заменять, начиная с самых опасных и ответственных участков. Для данной группы средний диаметр труб составляет 1020 мм и по ним, как правило, осуществляется поставка внутренним потребителям.
Вторая группа трубопроводов со средним возрастом 25 лет строилась, как правило, с камерами запуска-приема очистных поршней и с равнопроходной арматурой. Однако и эти трубопроводы строились с пленочными изоляционными покрытиями, защитный срок службы которых составляет 12-15 лет. На них имеются значительные коррозионные повреждения, местоположение которых локально, так как эксплуатация осуществлялась при действии средств электрохимзащиты.
Основную долю трубопроводов, эксплуатируемых более 20 лет, составляют трубопроводы большого диаметра, работоспособность которых может поддерживаться выборочным ремонтом на базе результатов внутритрубной диагностики. По результатам внутритрубной диагностики немедленно устраняется только 2% выявленных повреждений. В среднем один опасный дефект приходится на 4,5 тыс. км. По остальным принимаются решения в виде отложенного ремонта или наблюдений в шурфах.
Третья группа - это относительно молодые трубопроводы со сроком эксплуатации 15-20 лет.
В окрестностях этой возрастной границы, очевидно, не исключены некоторые ошибки в идентификации природы коррозии. Следовательно, необходима более тщательная идентификация механизма коррозионных аварий газопроводов в возрасте от 10 до 25 лет.
Распределение основных магистральных нефтепроводов по годам ввода в эксплуатацию показано в таблице 1.2. Из таблицы видно, что значительная часть трубопроводов достигла амортизационного срока 33-35 лет. Есть такие трубопроводы, которые находятся в эксплуатации 50 лет.
Это показывает, что существует проблема продления срока службы старых трубопроводов, не снижая при этом их безопасность.
Состояние защиты от коррозии нефтепроводов становится ясным исходя из следующих данных: - Приблизительно 20 тыс. км магистральных нефтепроводов были изолированы битумом, срок защиты которого составляет 12-15 лет. - Изоляционной лентой защищены 26 тыс. км трубопроводов; срок защиты - 20 лет. - Начиная с 1990 года, при строительстве и капитальном ремонте трубопроводов, применяют изолирующее покрытие типа «Пластобит», обеспечивающее защиту 30 лет.
- Начиная с 1998 года стали широко применять более прогрессивные покрытия на основе нефтеполимера «Асмол» со сроком защиты 35 лет.
Сопоставляя эти данные с данными таблицы 1.2, можно сделать вывод, что на всех трубопроводах, построенных раньше 1980 года, требуется срочно заменить изоляцию. Таких трубопроводов составляет 85,3 % или 40 тыс. км.
Классификация дефектов с позиции ремонтопригодности локальных сечений трубопровода
Магистральные трубопроводы различного назначения, характеризующиеся разными сроками службы и конструктивными решениями, имеют особенности появлениям развития дефектов. Сравнительные характеристики таких конструкций приведены в таблице 2.1 [19,26,34].
Анализ состояния и дефектов МН разных поколений, представляемых в табл. 2.1 показывает: - увеличенное количество расслоений на МН-П объясняется совершенствованием технологии прокатки металла ко времени выпуска труб для МН-И. - увеличенное количество строительно-монтажных дефектов на МН-И обусловлено как низкой технологией строительства, так и многократными ремонтами. Характер распределения таких дефектов зависит от гибкости трубы - чем выше гибкость, тем меньше образуется гофри вмятин по бокам. Образование же дефектов в нижней и верхней частях трубы зависит от технологической дисциплины. - количество и распределение дефектов типа «потери металла» зависят от диаметра и типа изоляции. Пленочная изоляция гофрируется в нижней части трубы, битумная — стекает в нижнюю часть трубы. Из таблицы 2.1 видно, что техническое состояние трубопроводов I и II неоднозначно по различным характеристикам и требует индивидуальной оценки с учетом количественной информации о дефектах.
Согласно действующей научно-технической документации все дефекты делятся на следующие группы [9]: - дефекты геометрии трубы; - дефекты стенки трубы; - дефекты сварного шва; - комбинированные дефекты; - недопустимые конструктивные элементы.
Количественная оценка степени опасности вышеперечисленных дефектов необходима для формирования программы технического обслуживания и ремонта (ТО и Р) трубопроводов. С учетом невозможности в настоящее время реализации требуемых объемов ремонта с заменой труб и необходимости перехода к выборочным восстановительным мероприятиям задачи отбора дефектов, представляющих реальную опасность, и выбора технологии их устранения являются крайне актуальными. Ситуация усугубляется и ростом процентного содержания дефектов труб на МТ с увеличением срока эксплуатации табл. 2.2. В этой связи необходимо классифицировать дефекты с позиции ремонтопригодности, что позволит принимать адекватные решения при выборе способа и технологии ремонта как линейного участка в целом, так и его локальных сечений.
В процессе классификации необходимо учитывать следующее [29, 31, 27,35,71]: - Помимо дефектов крайне опасными для трубопровода являются конструктивные концентраторы напряжений, возникающие из-за ошибок на этапах строительства и проектирования: несоосные и неперпендикулярные врезки, косые стенки труб, секционные отводы, сварные элементы, нарушенные контакты между опорой и трубопроводом, размытые участки трубы на подводных переходах и т.п. - На дефектах и конструктивных концентраторах напряжений происходит старение металла труб, исследовать динамику которого на образцах традиционными методами невозможно из-за малых размеров зон концентраций. Не все дефекты и конструктивные концентраторы могут привести к разрушению трубопроводов при эксплуатации в проектных режимах, а лишь опасные. Степень опасности дефектов определяется расчетами [62-64, 68-70]. В таблице 2.3 приведено соотношение опасных дефектов, обнаруженных при внутритрубном обследовании к общему количеству выявленных дефектов.
Следует отметить, что в зависимости от условий эксплуатации трубопроводов одни и те же дефекты могут быть опасными или неопасными. С этой точки зрения существующие методики [63, 64] являются консервативными и рекомендуют завышенные объемы ремонтных работ. Для иллюстрации проанализируем наиболее характерные типы дефектов, указанны в таблице 2.1:
Включения и расслоения возникают при прокатке стальных листов и относятся к металлургическим дефектам. Распределение таких дефектов показано в таблице 2.4 [19, 53].
Разработка общего алгоритма расчета работоспособности трубопровода после ремонта его отдельных участков
При выборочном ремонте магистральных трубопроводов отремонтированный участок может получить вертикальное смещение по сравнению с исходным положением. Это обусловлено невозможностью добиться идентичного прежнему состоянию грунта под трубой. Если это смещение неодинаково по длине трубопровода, то после ремонта останутся дополнительные остаточные напряжения. Эти напряжения будем называть осадочными, чтобы отличить от других остаточных напряжений, которые были до ремонта.
Осадочные напряжения обязательно появятся на начальных и конечных участках ремонтируемого трубопровода, где будет наблюдаться переход от одного вертикального уровня трубопровода к другому уровню.
На рисунке 3.1 показано напряженно-деформированное состояние трубопровода, отремонтированного методом подкопа на участке длиной 100 м. Из графиков видно, что протяженность переходной зоны, где остаются напряжения после ремонта, составляет около 20...25 м в каждую сторону от границы отремонтированного участка трубопровода [23]:
Осадочные напряжения (в стенке трубы при осадке) при других равных условиях растут при: - увеличении диаметра, глубины залегания, глубины подкопа; - уменьшении толщины стенки труб, уплотнения грунта при подсыпке, коэффициентов постели грунта.
Зависимость выходных параметров (максимальных и минимальных напряжений и вертикальных перемещений) от геометрических характеристик трубы (толщины стенки S и диаметра трубы D) вполне согласуются с общими представлениями о прочности труб. В частности, с увеличением толщины стенки напряжения снижаются. С увеличением диаметра трубы увеличивается размер краевой зоны, то есть осадочные напряжения медленнее затухают с удалением от границы ремонтируемого участка.
На рисунке 3.2 приведены зависимости основных характеристик послеремонтного напряженно-деформированного состояния от длины ремонтируемого участка L при постоянных других параметрах [23].
Из рисунка 3.2 видно, что с увеличением длины L послеремонтная просадка трубопровода и остаточные напряжения имеют тенденцию к стабилизации, которая наступает при L«50 м. Это связано с тем, что с увеличением длины отремонтированного участка концентрация напряжений в краевых зонах перестают влиять друг на друга. В окрестности L «20 м остаточные напряжения имеют наибольшие значения, что объясняется взаимным влиянием и наложением концентраций напряжений в краевых зонах. При уменьшении длины L остаточные напряжения и деформации стремятся к нулю.
Следует отметить, что осадочные напряжения в купе с остаточными после строительства и ремонта могут крайне негативно отражаться на эксплуатации трубопровода. Существуют несколько способов снижения осадочных напряжений, самым эффективным из которых являются -уплотнение грунта при подсыпке и специальная технология ремонта начальных и конечных участков. Этапы такой технологии включают [23]: Ремонт начального участка: 1. Вскрыть трубопровод на участке 12 м от начала ремонтируемого участка. 2. Начиная от начала участка подкопать под трубой на длине не более 8 м (первый «шаг»). 3. Выполнить ремонт трубы на подкопанном участке (на первом «шаге»). 4. Подсыпать песок (или аналогичный плотный измельченный сыпучий грунт) под трубу на отремонтированном участке, начиная от начала ремонтируемого участка (но не засыпать). При подсыпке максимально уплотнять грунт под трубой, не повреждая при этом изоляцию.
5. Вскрыть следующий участок трубопровода (второй «шаг»). Длина «висячей» части трубы (не опирающейся на грунт) должна быть не более 14м. 6. Выполнить на длине 10м (на втором «шаге») все этапы ремонта, исключая полную засыпку (подкоп, ремонт, подсыпка песка, уплотнение). 7. Повторить операции 5-6 для третьего «шага» длиной на 2 м больше, чем второй «шаг» (длина «висячей» части трубы не более 16 м, длина ремонтируемой части не более 12 м). 8. После третьего «шага» можно устанавливать ремонтные механизмы. 9. После того, как длина подсыпанного и уплотненного участка достигнет 30 м, можно начинать засыпку траншеи и перейти к тем режимам, которые указаны в технологиях поточного ремонта.
Ремонт конечного участка.
1. За 30 м до конца ремонтируемого участка изменить режимы и параметры ремонта от поточного на «пошаговый».
2. За 30 м до конца ремонта выполнить первый «шаг». На первом «шаге», должен быть вскрыт участок длиной не более 16 м (длина «висячей части») и отремонтирован участок длиной 12 м. Далее отремонтированный участок подсыпать (но не засыпать) сыпучим плотным грунтом (песком) и уплотнить его под трубой. Снять с трубопровода все ремонтные машины.
3. Следующий (второй) «шаг» выполнить на 2 м короче и без ремонтных машин (длина «висячей» части трубы не более 14 м, длина ремонтируемой части не более 10 м).
Методика определения вероятности безотказной работы трубопровода после выборочного ремонта
На основании изложенного в предыдущих главах работы можно провести аналитическое исследование выборочного ремонта магистрального трубопровода. Если выборочный ремонт не проводился, то K(t) = K(0)-v(t). (4.1)
Пусть z(w) - число участков трубопровода, отремонтированных ко времени U, тогда количество отремонтированных участков в период от и до {и + du) составит z (u)du, что характеризует интенсивность ремонтных работ. В соответствии с принятыми обозначениями число участков трубопровода, не достигших предельного состояния ко времени t из отремонтированных на момент w, определяется зависимостью: z\u)du-vT{t-u) = z\u)-vT{t-u)du . (4.2)
Общая же протяженность трубы, функционирующей на момент t, включая и неремнтированые участки, составит: fT{t) = K(0)-vT(t)+ \z\u)-vT(t-u)du. (4.3) о
Зависимость (4.3) является типовым интегральным уравнением (уравнением Вольтерра второго рода с ядром z\t)), решаемым с помощью преобразований Лапласа следующим образом [54]: F(S) = afT(t); p(S) = avT(t); R(S) = az(t); F(S) = K(0).p(S)+R iS)QP{S); (4.4) R\S) = az\t) 123 Из равенства (4.4) следует, что: F-K(0)-p R\S) = S Р dz Так как z (t) = —, то dt R\S) = SR{S)-Sz{0). (4.5) Поскольку z(0) = 0, то подставляя полученное выражение (4.5) в (4.4), последнее преобразуется к виду: F = K(0)-p + R-p или R = К(0). (4.6) Р
Если известно количество отремонтированных участков магистрального трубопровода и задана величина остаточного ресурса fT(t), то, с помощью (4.6), рассчитывается и вероятность безотказной работы трубопровода: F Рбезотк. - (0) + R , откуда vr(t) = a ] . (4.7) г K(0) + R(S)
Зависимость (4.7) означает, что задаваясь графиком работ при выборочном ремонте можно варьировать вероятность безотказной работы всего трубопровода.
График выборочного ремонта базируется на понятиях «безопасных» и «недопустимых» дефектов.
Дефекты, для которых коэффициент запаса по расчетному разрушающему давлению относительно нормативного рабочего давления не ниже проектной величины, считаются безопасными. Положения СНиП 2.05.06-85 [93] определяют для магистральных газопроводов коэффициент запаса по давлению, равный 1.76. Следовательно, для магистральных газопроводов с рабочим давлением 7.5 МПа «безопасными» (т.е. не снижающими прочность трубы ниже требований СНиП) считаются дефекты, у которых расчетное разрушающее давление превышает 13.25 МПа.
Дефекты, для которых расчетное разрушающее давление ниже нормативного давления гидроиспытаний, считаются недопустимыми. В соответствии с положениями СНиП 2.05.06-85 , связывающими давление гидроиспытаний, величину окружных напряжений и минимальный гарантированный предел текучести металла труб, в данной работе нормативное давление гидроиспытаний принято равным 10.75 МПа. Таким образом, «недопустимые» дефекты - дефекты, у которых расчетное разрушающее давление ниже 10.75 МПа (давление р02 по [70]).
Например, для растущего коррозионного дефекта расчетом могут быть определены два временных показателя (условный ресурс в годах), отсчитываемых от момента проведения инспекции: (1) время tB, необходимое для того, чтобы дефект дорос до предельных «безопасных» размеров; (2) время to2, необходимое для того, чтобы дефект стал недопустимым. Понятно, что время /о2 больше, чем tB. Отрицательные значения условного ресурса tB или to2 означают, что дефект с размерами на момент проведения инспекции, соответственно, либо не является «безопасным», либо относится к «недопустимым».
При составлении графика выборочного ремонта, который заключается в ремонтах «недопустимых» дефектов и реализуется для «достижения» условного ресурса fa, планируют, что гидравлические переиспытания не выявят разрывов.
При составлении графика выборочного ремонта, который заключается в ремонтах как «недопустимых» дефектов, так и дефектов, снижающих прочность трубы, и реализуется для «достижения» fa и /в, планируют поддержание показателей прочности трубопровода на проектном уровне.
На рис. 4.1 [2] приведены значения ресурсных (fa и tB) и прочностных показателей, на основании которых определяются приоритеты и объемы ремонтных работ. По горизонтальной оси отложен коэффициент снижения
125 прочности, равный отношению давления рв = 13.25 МПа к разрушающему давлению, рассчитанному на момент проведения инспекции. Нанесены значения разрушающих давлений, соответствующих давлению рв (зеленая линия) и р02 — красная линия. Таким образом, «безопасные» на момент проведения инспекции дефекты расположены левее зеленой линии, а «недопустимые» - правее красной линии. По вертикальной оси отложены значения условного ресурса ґ02 и /в в годах.
В зависимости от того, какой критерий используется при планировании ремонтных работ, по рис. 3.5 можно оценить объемы неотложных (ремонту подлежат дефекты, расположенные под желтой «нулевой» линией) и плановых ремонтных работ. При расчетах по ресурсу to2 (верхняя группа точек) к неотложным относятся ремонты тех дефектов, у которых значение tQ2 меньше нуля (это «недопустимые» дефекты). Вывод в ремонт остальных дефектов осуществляется в соответствии с расчетными значениями 02- При расчетах по ресурсу tB (нижняя группа точек) к неотложным относятся ремонты тех дефектов, у которых значение tB меньше нуля, т.е. объем неотложных дефектов существенно выше.
