СТО Газпром 2-2.3-328-2009complexdoc.ru/ntdpdf/531944/otsenka_tekhnicheskogo... · СТО...

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ИСРОКА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

СТО Газпром 2-2.3-328-2009

Москва 2009

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Дочерним открытым акционерным обществом«Оргэнергогаз»

2 ВНЕСЕН Департаментом по транспортировке, подземномухранению и использованию газа ОАО «Газпром»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО«Газпром» от 03 апреля 2009 г. № 92

4 ВЗАМЕН Временной методики оценки технического состоянияи срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводовкомпрессорных станций, утвержденной ОАО «Газпром» 30 апреля2008 г.

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины, определения и сокращения

4 Основные положения

5 Сбор и анализ документации

6 Оценка технического состояния

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

1

www.princexml.com

Prince - Non-commercial License

This document was created with Prince, a great way of getting web content onto paper.

7 Определение статических и динамических нагрузок

8 Оценка срока безопасной эксплуатации элементов технологическихтрубопроводов

9 Заключительная часть работ. Оформление выходной документации

10 Требования безопасности при проведении работ (требованиябезопасности жизни и здоровья граждан)

Приложение А (рекомендуемое) Рекомендации по проведениюинструментального обследования и оценке состояния основного металла

и металла сварных соединений

Приложение Б (обязательное) Нормирование уровней вибрации

Приложение В (обязательное) Оценка срока безопасной эксплуатациитрубопровода по критерию малоцикловой усталости и выносливости

Приложение Г (обязательное) Оценка срока безопасной эксплуатациитройника по критерию малоцикловой усталости и выносливости

Приложение Д (рекомендуемое) Форма заключения по сроку безопаснойэксплуатации технологических трубопроводов

Приложение Е (рекомендуемое) Пример расчета оценки срока безопаснойэксплуатации элементов трубопроводной обвязки

Библиография

Введение

Настоящий стандарт разработан в рамках договора № 1136-08-5на выполнение НИР «Пересмотр временных методик подиагностике и экспертизе промышленной безопасноститехнологических трубопроводов газа КС, ДКС, КС ПХГ ОАО«Газпром», включенной в Программу научно-исследовательских иопытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2008 год,утвержденную Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б.Миллером 14 февраля 2008 г. № 01-21, и проблемы 4.2 Перечняприоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на


2

2006-2010 годы, утвержденного Председателем Правления ОАО«Газпром» А.Б. Миллером 11 октября 2005 г. № 01-106.

Настоящий стандарт разработан в комплексе с СТО Газпром2-2.3-327-2009 «Оценка напряженно-деформированного состояниятехнологических трубопроводов компрессорных станций», СТОГазпром 2-2.3-324-2009 «Диагностическое виброобследованиетехнологических трубопроводов компрессорных цехов сцентробежными нагнетателями. Нормы оценки и методыпроведения работ» и СТО Газпром 2-2.3-325-2009«Неразрушающий контроль тройников и тройниковых соединенийтехнологических трубопроводов компрессорных станций. Нормыоценки и методы проведения работ».

При разработке настоящего стандарта использован многолетнийопыт работ по оценке технического состояния и сроков безопаснойэксплуатации технологических трубопроводов компрессорныхстанций, проведенных специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» иДО АО «Оргэнергогаз».

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА«ГАЗПРОМ»

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ИСРОКА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Дата введения 2010-01-14

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт определяет единые для ОАО «Газпром»состав и порядок производства диагностических и расчетных работпо оценке технического состояния и срока безопаснойэксплуатации технологических трубопроводов основногоназначения компрессорных станций магистральных газопроводов.

1.2 Положения настоящего стандарта также распространяютсяна технологические трубопроводы основного назначениядожимных компрессорных станций, компрессорных станцийподземных хранилищ газа и станций охлаждения газа ОАО«Газпром».


3

1.3 Настоящий стандарт распространяется на надземные иподземные технологические трубопроводы (включая фасонныеизделия - тройники, отводы и т.д.) «высокой стороны»промплощадок (в том числе трубопроводные обвязкигазоперекачивающих агрегатов, сосудов, работающих поддавлением, аппаратов воздушного охлаждения газа),подключающие шлейфы, а также трубопроводы пускового,импульсного и топливного газа компрессорных станциймагистральных газопроводов, дожимных компрессорных станций,компрессорных станций подземных хранилищ газа и станцийохлаждения газа ОАО «Газпром».

1.4 Положения настоящего стандарта обязательны дляиспользования в дочерних обществах и организациях ОАО«Газпром», а также специализированных диагностическихорганизациях, отвечающих требованиям СТО Газпром2-3.5-046-2006, осуществляющих расширенные диагностическиеобследования или экспертизу промышленной безопасностиоборудования компрессорных станций магистральныхгазопроводов, дожимных компрессорных станций, компрессорныхстанций подземных хранилищ газа и станций охлаждения газаОАО «Газпром».

1.5 Работы по оценке технического состояния и срока службытехнологических трубопроводов основного назначениякомпрессорных станций проводятся в рамках экспертизыпромышленной безопасности, регламентированной ПБ 03-246-98[1] и ПБ 03-585-03 [2], и продления срока службы,регламентированного РД 03-484-02 [3].

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки наследующие стандарты:

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия.Термины и определения

ГОСТ 2999-75 (СТ СЭВ 470-77) Металлы и сплавы. Методизмерения твердости по Виккерсу

ГОСТ 7565-81 (ИСО 377-2-89) Чугун, сталь и сплавы. Методотбора проб для определения химического состава


4

http://www.complexdoc.ru/ntd/540985








ГОСТ 9012-59 (ИСО 410-82, ИСО 6506-81) Металлы. Методизмерения твердости по Бринеллю

ГОСТ 9544-93 Арматура трубопроводная запорная. Нормыгерметичности затворов

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные.Методы ультразвуковые

ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярныеметоды. Общие требования

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины иопределения

ГОСТ 21104-75 Контроль неразрушающий. Феррозондовый метод

ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковыйметод

ГОСТ 22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердостипо Бринеллю переносными твердомерами статического действия

ГОСТ 23479-79 Контроль неразрушающий. Методы оптическоговида. Общие требования

ГОСТ 23677-79 Твердомеры для металлов. Общие техническиетребования

ГОСТ 28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномерыультразвуковые. Общие требования

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общиетребования к защите от коррозии

ГОСТ Р 52330-2005 Контроль неразрушающий. Контрольнапряженно-деформированного состояния объектовпромышленности и транспорта. Общие требования

СТО Газпром 2-2.3-066-2006 Положение о внутритрубнойдиагностике трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром»

СТО Газпром 2-2.3-220-2008 Методика мониторинганапряженно-деформированного состояния трубопроводных систем«высокой стороны» КС


5





http://www.complexdoc.ru/ntd/






СТО Газпром 2-2.3-243-2008 Инструкция по проведениюизмерений напряжений в металле трубопроводов прииспользовании приборов, основанных на магнитошумовом методе

СТО Газпром 2-2.3-244-2008 Инструкция по восстановлениюисполнительной документации

СТО Газпром 2-2.3-324-2009 Диагностическоевиброобследование технологических трубопроводовкомпрессорных цехов с центробежными нагнетателями. Нормыоценки и методы проведения работ

СТО Газпром 2-2.3-325-2009 Неразрушающий контрольтройников и тройниковых соединений технологическихтрубопроводов компрессорных станций. Нормы оценки и методыпроведения работ

СТО Газпром 2-2.3-327-2009 Оценка напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводовкомпрессорных станций

СТО Газпром 2-2.4-083-2006 Инструкция по неразрушающимметодам контроля качества сварных соединений пристроительстве и ремонте промысловых и магистральныхтрубопроводов

СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Порядок экспертизы техническихусловий на оборудование и материалы, аттестации технологий иоценки готовности организаций к выполнению работ подиагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологическогопроектирования магистральных газопроводов

П р и м е ч а н и е : При пользовании настоящим документомцелесообразно проверить действие ссылочных стандартов посоответствующим указателям, составленным на 1 января текущегогода, и информационным указателям, опубликованным в текущемгоду. Если ссылочный документ заменен (изменен), то припользовании настоящим стандартом следует руководствоватьсязамененным (измененным) документом. Если ссылочный документотменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него,применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


6




3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины и определения всоответствии с ГОСТ 27.002, ГОСТ 20911, СТО Газпром 2-3.5-051, атакже следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 трубопроводы технологические основногоназначения: Трубопроводы, предназначенные длятранспортировки газа в пределах промплощадки объекта(компрессорная станция, станция охлаждения газа,газоизмерительная станция, газораспределительная станция)для выполнения основных технологических процессов (очистки,компримирования, охлаждения, измерения редуцирования ит.д.).

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.43]

3.1.2 напряженно-деформированное состояние(трубопровода): Состояние, при котором в металле трубвозникают напряжения и деформации под действиемприложенных нагрузок и воздействий.

3.1.3 площадка измерения напряжений: Участоктрубопровода, подготовленный для измерения напряжений.

3.1.4 трубопроводная обвязка: Технологическиетрубопроводы с запорной трубопроводной арматурой,необходимые для осуществления технологического процесса илиэксплуатации оборудования.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АЭ - акустическая эмиссия;

АЭК - акустико-эмиссионный контроль;

ВТД - внутритрубная диагностика;

ВЧ - высокочастотный (-ая);

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ГРС - газораспределительная станция;


7




ДКС - дожимная компрессорная станция;

ЗРА - запорно-регулирующая арматура;

КРН - коррозионное растрескивание под напряжением:

КС - компрессорная станция;

КЦ - компрессорный цех;

КТ - катушка (труб);

МКЭ - метод конечных элементов;

НДС - напряженно-деформированное состояние;

НТД - нормативно-техническая документация;

НЧ - низкочастотный (-ая);

ОК - обратный клапан

ОТ - отвод;

ПХГ - подземное хранилище газа;

СКЗ - среднее квадратическое значение;

СОГ - станция охлаждения газа;

ТПО - трубопроводная обвязка;

ТР - тройник;

ФЗК - феррозондовый контроль;

ЦБН - центробежный нагнетатель;

ЭХЗ - электрохимическая защита.


8

4 Основные положения

4.1 Условия, состав и порядок производства работ

4.1.1 Работы по оценке технического состояния и срокабезопасной эксплуатациипроводятся в случаях, когда:

- выработан установленный проектом расчетный срок службы;

- выработан разрешенный (назначенный нормативнымдокументом) к дальнейшей эксплуатации срок сверхустановленного срока службы;

- выявлено неудовлетворительное техническое состояниетехнологических трубопроводов основного назначения (далее -трубопроводы) компрессорной станции, согласно требованиямнормативных документов, СТО Газпром 2-2.4-083, а также порезультатам не менее чем трех методов неразрушающегоконтроля, предписываемых этими документами;

- выявлено наличие повреждений технологическихкоммуникаций компрессорного цеха, в том числе стресс-коррозионных, деформаций, повышенных вибраций и т.д., или наприлегающих к нему трубопроводах линейной частимагистрального газопровода на расстоянии до 20 кмвключительно;

- выявлено наличие в составе трубопроводов компрессорнойстанции труб условным диаметром от 720 мм и более из сталеймарок 19Г, 14ГН, 16ГН, 15Г2С, 16Г2САФ, 14 Г2САФ, 17 Г2САФ,14ХГС (отечественное производство), «Ц» (производство Чехии),а также труб указанных диаметров, изготовленных по ТУ20-28-40-48-79 [4] (производство Франции);

- эксплуатирующая организация (газотранспортное/газодобывающее общество ОАО «Газпром») инициируетпроизводство указанного вида работ.

4.1.2 По составу и срокам проведения работ трубопроводы КЦусловно разделяются на два самостоятельных объекта: надземныеи подземные трубопроводы. Основным аргументомцелесообразности такого разделения является различие в составе


9


работ по оценке их технического состояния (см. 6.2 и 6.3), а такженеобходимость проведения вскрышных земляных работ.

4.1.3 Если по каким-либо причинам эксплуатирующаяорганизация не может обеспечить проведение вскрышных работ втребуемые сроки, должен быть назначен комплекс работ по оценкетехнического состояния подземных газопроводов КЦ в шурфах. Вэтих случаях сбор информации производится поэтапно.

4.1.4 Проведение вскрышных работ в полном объеменеобязательно в случае выполнения следующих условий:

- соответствие опорной системы подземных трубопроводовпроектной и исполнительной документации;

- удовлетворительная степень защищенности средствами ЭХЗ;

- удовлетворительное состояние изоляции подземноготрубопровода;

- результаты ВТД или АЭ показывают отсутствие дефектов.

4.1.5 Конструктивными элементами технологическихтрубопроводов (далее - элементами трубопроводов) являютсяпрямолинейные участки труб, ОТ, ТР и иные технологическиеизделия, объединенные в единую систему в границах обследуемогоучастка и предназначенные для обеспечения транспорта газа поданному участку трубопровода на основе заданной проектомтехнологической схемы.

4.1.6 В конструктивных элементах выделяются зоны или участкис высоким уровнем приложенных нагрузок или неблагоприятныхвоздействий, предрасположенные к ускоренному накоплениюповреждений и зарождению дефектов, а также участки смаксимальным уровнем текущей и прогнозируемой дефектности.К этой же группе должны быть отнесены сварные соединения,расположенные в пределах конструктивного элемента, и сварныесоединения между отдельными конструктивными элементамитрубопровода.

4.1.7 Оценка параметров технического состояния проводитсяпоэлементно для труб, отводов, тройниковых соединений, сварныхсоединений, переходников и т.д.


10

4.1.8 Порядок производства работ по настоящему стандартупоказан на рисунке 1 в нескольких уровнях:

- сбор и анализ проектной, исполнительной и эксплуатационнойдокументации;

- поэлементная оценка параметров технического состоянияэлементов трубопровода методами неразрушающего контроля;

- определение статических и динамических нагрузок(статические нагрузки от давления, температурного перепада,кинематического воздействия, весовые нагрузки, в том числе отгрунта, и динамические напряжения, связанные с вибрацией нарабочих и пусковых режимах);

- анализ дефектов и оценка технического состоянияконструктивных элементов трубопроводов на основе результатовнеразрушающего контроля и расчетов на прочность.Рассматриваются изменения механических свойств металла впроцессе эксплуатации, а также виды дефектов;

- устранение недопустимых дефектов;

- оценка технического состояния и расчет срока безопаснойэксплуатации отдельных элементов трубопровода (трубы, отводы,тройники и т.д.) с дефектами и без них;

- составление заключения по сроку безопасной эксплуатациитрубопровода, условиям дальнейшей эксплуатации, регламентумониторинга НДС с учетом требований СТО Газпром 2-2.3-220 идефектов.


11

Рисунок 1 - Порядок производства работ

4.2 Общие требования

4.2.1 Привлекаемые для оценки технического состояния и срокабезопасной эксплуатации трубопроводов специализированныедиагностические организации должны соответствоватьтребованиям СТО Газпром 2-3.5-046 и иметь лицензию напроведение экспертизы промышленной безопасности.

4.2.2 Перед проведением работ диагностическая организациясоставляет для эксплуатирующей организации техническоезадание на организационную и техническую подготовкутрубопроводов КС к диагностическим работам.

4.2.3 Контроль состояния трубопроводов как этап оценки ихтехнического состояния может совмещаться по времени спериодическим эксплуатационным или внеочередным контролемза состоянием металла трубопроводов.

4.2.4 Оценка технического состояния и срока безопаснойэксплуатации элементов трубопроводов осуществляются с учетомфактических параметров нагружения: внутреннего давления,температуры стенок труб, кинематической нагрузки, весовой


12


нагрузки и т.д. По результатам оценки технического состоянияи срокам безопасной эксплуатации элементов трубопроводовпринимаются решения о возможности и условиях дальнейшейэксплуатации трубопроводов КС в целом, периодичности контролятехнического состояния и подтверждения выполненных оценоксрока безопасной эксплуатации.

4.2.5 При несоответствии технического состояниятрубопроводов требованиям СТО Газпром 2-2.4-083 принимаетсярешение о ремонте трубопровода с заменой элементов, измененияусловий и режимов эксплуатации или выполнении расчетногообоснования прочности дефектных элементов.

4.2.6 Сведения, полученные при оценке технического состоянияи срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводов,вносятся в паспорт технического состояния технологическихтрубопроводов КЦ в соответствии с инструкциями по базовойпаспортизации технологических трубопроводов [5] - [7]. К паспортуприлагается решение по оценке технического состояния и срокубезопасной эксплуатации трубопроводов.

5 Сбор и анализ документации

5.1.1 Эксплуатирующая организация предоставляетдиагностической организации всю имеющуюся проектную,исполнительную и эксплуатационную документацию потрубопроводам.

5.2 Проектная документация должна содержать:

- проектную документацию на трубопроводы с опорами иподвесками;

- характеристику грунтов, характеризующую их коррозионнуюагрессивность на локальных участках газопровода;

- диаметры и толщины стенок труб, характеристикисоединительных деталей;

- расчет трубопровода на прочность (или выписку из него суказанием обозначения расчета);


13


- план и профиль трубопровода, проектные решения наотдельных участках. В выписке из расчета на прочность должныбыть представлены:

- перечень рассчитываемых узлов трубопроводов и действующихна них нагрузок и температурных воздействий;

- перечень режимов эксплуатации (включая нарушениенормальных условий и аварийные ситуации, на которыепроводился расчет, число циклов при каждом режимеэксплуатации, данные оценки прочности по критериям нормрасчета на прочность).

В случае отсутствия какой-либо из частей указаннойдокументации эксплуатирующая организация должна запросить ееу проектной организации.

5.3 В исполнительной документации должны содержаться:

- исполнительная схема сварных соединений трубопроводов;

- сварочный журнал;

- сертификаты и паспорта качества на трубы и другие элементы;

- комплект схем и чертежей трубопровода, которые должныдавать возможность контроля соответствия трубопроводатребованиям проекта, оснащения контрольно-измерительнымиприборами и т.п., с указанием расположения сварных соединенийи опор;

- документация (согласование) по изменению проектныхрешений при строительстве. В случае отсутствия исполнительнойдокументации эксплуатирующая организация

обеспечивает работы по ее восстановлению в соответствии с СТОГазпром 2-2.3-244.

5.4 Эксплуатационная документация должна содержать:

- общие данные (сведения о заводе-изготовителе труб,соединительных фасонных изделий и владельце трубопровода,строительно-монтажной организации, дате изготовленияэлементов трубопроводов, дате монтажа участков трубопроводов;обозначение чертежей);


14

- технические характеристики (например, температура идавление рабочей среды, давление и минимальная температурагидроиспытаний, испытательная среда, срок службы);

- результаты гидравлических испытаний (дата и обозначениепротокола испытаний, давление, продолжительность,минимальная температура испытаний, срок следующегоиспытания);

- данные о реконструкции трубопроводов;

- срок службы трубопроводов.

В случае отсутствия необходимой эксплуатационнойдокументации эксплуатирующая организация обеспечиваетработы по ее восстановлению.

5.5 Кроме того, эксплуатирующая организация предоставляетдиагностической организации (при наличии) результаты:

- технического освидетельствования;

- контроля за состоянием металла и сварных соединений впроцессе эксплуатации (дата контроля и обозначение документа,результаты контроля, срок следующего контроля). Приобнаруженных дефектах в элементах трубопроводов следуетрассмотреть сведения о методе контроля и обстоятельствах ихобнаружения, виде, размерах, ориентации, месте расположениядефектов, а также информацию о причинах возникновениядефектов и выполненных мероприятиях (ремонт, замена участкатрубопровода, допуск трубопровода в эксплуатацию с дефектами,результаты контроля размеров дефектов во времени и т.д.). Наосновании анализа результатов контроля состояния металлатрубопровода специалистам диагностической организации следуетопределить участки трубопровода (сварные соединения, отводы ит.д.), наиболее подверженные эксплуатационным повреждениям;

5.6 По результатам анализа технической документации,указанной в 5.2 - 5.5, диагностическая организация составляетзаключение, которое должно содержать:

- перечень проанализированной документации;

- сведения об исходных данных о трубопроводах;


15

- сведения о результатах контроля и техническогоосвидетельствования элементов трубопроводов;

- сведения о ремонте и реконструкции объекта;

- сведения об истории нагружения трубопровода (число циклов«пуск-останов», рабочие давление, температура и уровни вибрацийэлементов технологических трубопроводов на каждом режиме).

6 Оценка технического состояния

6.1 При отсутствии части документации на элементытрубопроводов, в особенности касающейся материалов и ихмеханических свойств (сертификаты качества и паспорта труб,отводов, тройников, сварных соединений и т.д.) должны бытьвыполнены предварительные работы методами неразрушающегоконтроля:

- анализ химического состава, идентификация отечественногоили зарубежного аналога марки стали по химическому составу поГОСТ 7565;

- серия измерений твердости в нескольких областях элементаТПО, корреляция средних значений механических свойств сталипо измеренным значениям твердости по ГОСТ 22761;

- серия измерений толщин стенок для установления сортаментовэлементов по ГОСТ 14782;

- анализ технических условий отечественных или зарубежныхзаводов-изготовителей в целях идентификации изделия похимическому составу, механическим свойствам и значениямсортамента.

По результатам проведенных работ проводится восстановлениеисполнительной документации (см. 5.3) в соответствии с СТОГазпром 2-2.3-244.

6.2 Оценка технического состояния элементов надземныхтрубопроводов КЦ предусматривает следующие виды контроля:

- контроль качества сварных соединений, в соответствии сметодами, объемами, нормами и правилами,


16



регламентированными СТО Газпром 2-2.4-083 и Временнойметодикой ОАО «Газпром» [8];

- визуальный и измерительной контроль качества основногометалла всех элементов по ГОСТ 23479 и РД 03-606-03 [9]; приобнаружении дефектов (вмятины, гофры, коррозионныеповреждения и др.) необходимо использовать дополнительныеметоды контроля: феррозондовый по , магнитопорошковый поГОСТ 21105 или капиллярный по ГОСТ 18442;

- ультразвуковой контроль толщин стенок по ГОСТ 28702;

- измерение твердости основного металла элементовтехнологических трубопроводов, сварных соединений и основногоматериала в околошовной зоне по ГОСТ 23677, ГОСТ 2999, ГОСТ9012;

- контроль тройниковых соединений в соответствии с методами,объемами и нормами, регламентированными СТО Газпром2-2.3-325;

- дефектоскопия выявленных дефектов (например, каверны иязвы наружной коррозии, в том числе язвенной коррозии подзащитным покрытием трубопроводов, трещины или колониитрещин КРН элементов трубопроводов, эрозионное утонениестенок и гофры отводов, дефекты кольцевых сварных швов,накопление усталостных повреждений, зарождение и развитиедефектов в условиях малоциклового нагружения в тройниках ит.д.).

По результатам оценки технического состояния элементовтрубопроводов выявляются потенциально опасные элементы илиучастки трубопроводов с дефектами.

6.3 Оценка технического состояния подземных трубопроводовТПО КЦ, помимо работ по 6.2, предусматривает следующие видыпоэлементного контроля при проведении вскрышных земляныхработах в полном объеме:

- контроль наличия и соответствия проекту опорной системы;

- контроль состояния опор.

6.4 При невозможности проведения земляных работ, всевскрышные работы по 6.3 могут быть заменены шурфованием.


17









Количество шурфов при этом должно соответствовать количествунаиболее проблемных из контролируемых элементов (тройники,тройниковые соединения, отводы, опоры). Помимо работ по 6.3,также производится проверка эффективности работы ЭХЗ всоответствии с ГОСТ Р 51164 и контроль состояния подземныхучастков методами АЭ в соответствии с ПБ 03-593-03 [10] или ВТДв соответствии с СТО Газпром 2-2.3-066.

6.5 По результатам контроля должна быть проведена оценкатехнического состояния каждого элемента трубопроводов всоответствии с действующей НТД.

6.6 Рекомендации по проведению инструментальногообследования и оценке состояния основного металла и металласварных соединений приведены в приложении А.

7 Определение статических и динамических нагрузок

7.1 Для расчета НДС элементов трубопроводов необходимыданные о типе и численных значениях нагрузок. Для оценкиуровня накопленных повреждений и оценок в будущем данные онагрузках и воздействиях должны быть подготовлены с учетомфактора времени. Оценка совокупных воздействий натрубопроводы должна быть получена с учетом взаимного влиянияи сочетаемости нагрузок и воздействий различногопроисхождения. Выявление возможных комбинаций и сочетанийнагрузок с учетом их развертывания во времени являетсяобязательным и неотъемлемым этапом общего анализа нагрузоки воздействий. Дополнительно должен быть проведен анализэкстремальных значений нагрузок, необходимых для расчетанесущей способности трубопровода по критериям прочности.

7.2 Определение статических нагрузок

7.2.1 Работы по определению НДС трубопроводов КС проводятсяв соответствии с ГОСТ Р 52330, СТО Газпром 2-2.3-327 и включаютв себя прямые измерения действующих напряжений идеформаций, а также прочностной расчет конструкциичисленными методами с учетом возможного непроектногоположения ТПО КС.

7.2.2 Для определения наиболее нагруженных участков ТПО КСпри статическом нагружении используется расчетно-экспериментальный метод, включающий:


18





- сбор исходных данных;

- геодезические измерения (нивелирование) и анализрезультатов;

- измерения деформаций и напряжений;

- расчеты НДС трубопроводов КЦ;

- анализ результатов расчетов и измерений, выводы.

7.2.3 Геодезические измерения контролируют отклонениеположения трубопроводов от проектного и проводятся всоответствии с инструкциями ОАО «Газпром» [5], [7]. Анализрезультатов геодезических измерений определяет причиныотклонения труб от проектного положения:

- некорректное исполнение проектных заданий;

- подвижки фундаментных оснований опор трубопроводов;

- просадка подземных трубопроводов в процессе эксплуатации.

7.2.4 По результатам анализа геодезических измеренийидентифицируют возможные кинематические нагрузки припроведении прочностных расчетов и косвенно определяютдополнительные сечения при проведении измерений напряжений.

7.2.5 Измерения напряжений/деформаций в сечениях ТПОпроводятся тензометрическими, магнитошумовыми,ультразвуковыми, рентгеноскопическими и другими приборами,удовлетворяющими требованиям ГОСТ Р 52330, СТО Газпром2-2.3-243, СТО Газпром 2-2.3-327. Размещение площадокизмерения напряжений по трубопроводному участку должносоответствовать следующим требованиям:

- измерения напряжений должны проводиться в сеченияхгеодезических измерений;

- кроме того, измерения напряжений должны проводиться всечениях повышенных значений расчетных напряжений припроектном положении участка и проектных нагрузках;

- окончательный перечень площадок измерения напряженийформируется после проведения предварительного расчета участка


19


с нагрузками в виде возможных перемещений, полученными изрезультатов геодезических измерений.

7.2.6 При проведении основных и промежуточных расчетоврасчетные схемы для определения НДС трубопроводов КС нерегламентируются какими-либо нормативными документами,однако в части задания нагрузок, воздействий и коэффициентовнадежности по нагрузке они должны быть составлены с учетомтребований СНиП 2.05.06-85* [11]. Расчетные схемы должныадекватно отражать условия закрепления в граничных условиях,виды нагрузок, конструкции опор с трением, жесткостныехарактеристики и линейные размеры ЗРА и т.д. При заданиинагрузок в расчетных схемах должны быть учтены: собственныйвес элементов технологических трубопроводов, номинальноевнутреннее давление, температурные перепады, силы трения наопорах и если есть - кинематические нагрузки в перемещениях.При выполнении статических расчетов расчетные схемы должныбыть скорректированы в граничных условиях с учетом измеренныхфактических статических перемещений под нагрузкой. Данноетребование должно обеспечивать сходимость измеренных ирасчетных значений перемещений.

7.2.7 Для подземных участков трубопроводов расчетная схемадолжна отражать условия работы трубопровода и взаимодействиеего с грунтами только с учетом весовой нагрузки грунтов ифактической опорной системы.

7.2.8 Результаты расчетов должны содержать числовые данныепо перемещениям, внутренним усилиям и напряжениям, а такжеэпюры перемещений, эпюры максимальных эквивалентных илипродольных напряжений, эпюры продольных сил и изгибающихмоментов. В результатах расчетов должны быть указаны участкис максимальными уровнями напряжений и сопутствующимипояснениями по допустимости или недопустимости расчетныхзначений по отношению к нормативным значениям.

7.2.9 При перекрестном анализе результатов измерений ирасчетов необходимо сопоставить для одних и тех же узловрасчетные значения перемещений и результаты геодезии,фактические и расчетные значения зазоров над опорами, а такжезначения напряжений.

7.3 Определение динамических нагрузок


20


7.3.1 Измерения вибропараметров и расчеты по идентификациирезонансных участков ТПО проводятся в соответствии с СТОГазпром 2-2.3-324.

7.3.2 Основными измеряемыми динамическими величинами припроведении виброобследований являются:

- вибрация участков трубопроводов;

- пульсация давления газа в ТПО;

- вибрация других конструктивных и технологических узлов иэлементов трубопроводов.

7.3.3 При проведении виброобследований трубопроводовиспользуются следующие виды измерений колебательныхпроцессов:

- измерения вибрации элементов трубопроводов и пульсациидавления транспортируемого газа, выполняемые наустановившихся режимах работы ГПА;

- измерения параметров (частоты, коэффициентыдемпфирования) собственных колебаний участков трубопроводнойсистемы, выполняемые на неработающих объектах при ударномвозмущении колебаний или при использовании внешнегогенератора переменной частоты;

- измерения вибрации трубопроводов, выполняемые напереходных режимах работы ЗРА и ГПА.

7.3.4 Контролируемыми (сопоставляемыми с нормами)параметрами вибрации технологических трубопроводов, корпусовЗРА и ЦБН являются СКЗ виброскорости в указанных в настоящемстандарте частотных диапазонах (общие уровни вибрации).Основными параметрами анализа вибрации являются:

- СКЗ общих уровней виброскорости и амплитуды отдельныхдискретных спектральных составляющих;

- частоты и фазы спектральных составляющих;

- собственные частоты колебаний линейного участкатрубопровода или трубы как оболочки.


21

7.3.5 Измерения проводятся в НЧ- и ВЧ-диапазонах. Верхняячастотная граница НЧ-диапазона устанавливается равной 100 или200 Гц, а нижняя частотная граница ВЧ-диапазонаустанавливается равной 100 или 200 Гц в зависимости отвыбранной верхней границы НЧ-диапазона. Верхняя частотнаяграница ВЧ-диапазона устанавливается равной 1500, или 2000, или2500 Гц с учетом необходимости включения в ВЧ-диапазон 1-йи 2-й «лопаточной» составляющих от скорости вращения ротораЦБН. При этом «лопаточная» составляющая должна быть нижеверхней границы ВЧ-диапазона как минимум на 200 Гц.

7.3.6 НЧ-вибрация измеряется на кранах, люках-лазах, обратныхклапанах, на отводах и тройниках до крана № 1 и за краном №2 (по ходу газа) линий ГПА, на тройниках, отводах и на концахтупиковых участков надземных коллекторов, на отводах линийкранов № 6 и № 3-бис, тройниках.

7.3.7 ВЧ-вибрация измеряется на отводах за краном № 1 и докрана № 2 линий ГПА (на ближних к кранам), на участках входногои выходного трубопроводов, примыкающих к нагнетателю, но неближе 1,5 - 2 м от фланца ЦБН (можно у лобовых опор), натройнике подключения рециркуляционного трубопровода квыходному, на тройниках люк-лазов, в сечениях входных/выходныхтрубопроводов на участках между ЦБН и кранами № 1 и/или №2. Конкретное расположение сечения может назначаться: навходном фильтре, на толстостенных/тонкостенных катушках, натройниках люк-лазов (по основному и/или боковому проходамтройника), на первом по ходу газа отводе в точке проведениятолщинометрии, в сечениях на середине участка между обратнымклапаном и регулирующим клапаном или краном № 6, при наличиирегулирующего клапана - на расстоянии 1 м за регулирующимклапаном.

7.3.8 Анализ результатов измерения вибропараметров долженсодержать перечень амплитуд и частот вибропараметров, точекизмерений и режимов, при которых СКЗ превышают допустимыезначения, приведенные в Приложении Б. Перечень указанныхзначений необходим для:

- выяснения причин повышенных вибраций;

- использования их при проведении расчетов динамическихнапряжений;


22

- определения точек измерения динамических деформаций покаждому режиму.

7.3.9 Динамические напряжения определяются на основерасчета по параметрам вибрации и/или путем прямых измерений.

7.3.10 Расчет динамических напряжений выполняется, исходяиз параметров вибрации, соответствующих верхней границедопустимого диапазона. Расчет динамических напряжений дляНЧ-области проводится в балочной постановке задачи, а для ВЧ-области - в оболочечной [12].

7.3.11 Измерения динамических деформаций и/или напряженийпроводятся при режимах (давление, температура, обороты и т.д.),на которых измерены сверхнормативные значениявибропараметров.

7.3.12 Величины динамических напряжений должны бытьучтены при оценке срока безопасной эксплуатации элементовтрубопроводов.

8 Оценка срока безопасной эксплуатации элементов

технологических трубопроводов

8.1 Оценка срока безопасной эксплуатации каждого элементатрубопровода производится на основе полученных данных обисходном состоянии материала и его свойствах (см. раздел 5),техническом состоянии элемента (см. раздел 6), фактическихстатических и динамических нагрузок (см. раздел 7) и истории егонагружения (см. раздел 5). Если отсутствует часть документациипо истории нагружения, то текущие статические и/илидинамические нагрузки принимаются на весь периодэксплуатации. Схема оценки срока безопасной эксплуатацииэлементов трубопровода показана на рисунке 2.

8.2 Если фактические параметры состояния материала инагружения (значения температуры и давления, числа цикловсоответствующих режимов и т.д.) не превышали проектных инормируемых параметров и значений, то принимается решениео соответствии трубопровода требованиям, установленнымпроектной документацией.


23

Рисунок 2 - Схема оценки срока безопасной эксплуатацииэлементов трубопроводов

8.3 Если фактические параметры состояния материала и/илинагружения превышали проектные и нормируемые параметры изначения, то необходимо выполнить расчет на прочность всоответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* [11].

8.4 Провести прочностную оценку элементов с дефектами:

- овализация - в соответствии с Р 51-31323949-42 [13];

- гофры и вмятины - в соответствии с рекомендациями по оценкепрочности и устойчивости трубопроводов [14];

- поверхностная коррозия и эрозионное утонение стенки - всоответствии с Р 51-31323949-42 [13].

Прочностная оценка элементов с дефектами в кольцевыхсварных швах проводится в соответствии с Временной методикойОАО «Газпром» [8].

8.5 Если по результатам расчета на статическую прочностьдефект определяется как недопустимый, то принимается решение


24




о замене элемента. Если же дефект допустим - проводится оценкасрока безопасной эксплуатации элемента с дефектом всоответствии с реализуемым механизмом накопленияповреждений и развития дефекта.

8.5.1 При утонении стенок труб и отводов вследствие коррозиии эрозии необходимо принять скорость износа по фактическомусостоянию и оценить время достижения предельного состояния.

8.5.2 Для трещиноподобных дефектов следует рассчитать числоциклов, необходимое для достижения критических размеровдефекта (предельное состояние трещины) с учетом вязкого ростатрещины в соответствии с Временной методикой ОАО «Газпром»[8].

8.5.3 Для труб и отводов с вмятинами и гофрами, для сварныхшвов со смещением кромок, оценка срока безопаснойэксплуатации должна проводиться на основе критериевмалоцикловой усталости и выносливости в соответствии сПриложением В.

8.6 Провести расчет на циклическую прочность труб и отводов,в которых не были выявлены дефекты и повреждения, исходя изих фактического технического состояния с учетом действующихстатических и динамических нагрузок в соответствии сПриложением В. Определить срок безопасной эксплуатации покритериям малоцикловой усталости и выносливости.

8.7 Провести расчет на циклическую прочность тройников всоответствии с приложением Г.

9 Заключительная часть работ. Оформление выходной

документации

9.1 По результатам оценки срока безопасной эксплуатации покаждому элементу принимается (см. раздел 6) одно из следующихрешений:

- продление срока эксплуатации не менее чем на 10 лет безограничений по режимам эксплуатации, предусмотренныхпроектом;


25

- продление срока эксплуатации не менее чем на 10 лет приусловии мониторинга технического состояния и/или нагрузок;

- вывод элемента из эксплуатации с заменой или с ремонтом.

9.2 Срок безопасной эксплуатации ТПО КС в целомопределяется по элементу с минимальным сроком безопаснойэксплуатации из всех элементов ТПО.

9.3 При продлении срока эксплуатации элемента безограничений режимов эксплуатации или при замене элементамониторинг технического состояния элемента не назначается.

9.4 При продлении срока эксплуатации элемента с дефектом,в т.ч. после ремонта, назначается мониторинг его техническогосостояния. Регламент мониторинга разрабатывается с учетомфактического технического состояния и действующих статическихи динамических нагрузок.

9.5 Мониторинг статической нагрузки может быть назначен дляучастков трубопроводов с повышенным уровнем НДС и/илисклонным (по результатам геодезических измерений) котклонению от проектного положения в соответствии с СТОГазпром 2-2.3-220.

9.6 По результатам анализа проектной, исполнительной иэксплуатационной документации, данных техническогодиагностирования, выполнения расчетов НДС диагностическаяорганизация составляет отчет и выдает экспертное заключениео техническом состоянии, указывает срок и условия безопаснойэксплуатации технологических трубопроводов «высокой стороны»КС при условии выполнения назначенных диагностическойорганизацией компенсирующих мероприятий.

10 Требования безопасности при проведении работ

(требования безопасности жизни и здоровья граждан)

10.1 К проведению работ по неразрушающему контролюдопускаются специалисты, прошедшие специальнуютеоретическую подготовку, практическое обучение и аттестацию всоответствии с ПБ 03-440-02 [15].


26


10.2 Рабочие места при проведении работ должнысоответствовать требованиям СП 2.2.1.1312-03 [16].

10.3 На рабочих местах, где проводятся работы сэлектрооборудованием, должны быть обеспечены условияэлектробезопасности в соответствии с требованиями ПОТ РМ-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00 [17].

10.4 В случае выполнении контроля на высоте должны бытьобеспечены условия их проведения в соответствии с требованиямиПОТ Р М-012-2000 [18].

10.5 Все специалисты, участвующие в работах по оценкетехнического состояния и срока безопасной эксплуатациитехнологических трубопроводов, должны знать и выполнять общиеправила безопасности, установленные для работников КС, ДКС,КС ПХГ или СОГ ОАО «Газпром», где проводятся работы, а такжетребования Правил безопасности [19], ПБ 03-517-02 [20] и ПБ08-624-03 [21].

Приложение А

(рекомендуемое)

Рекомендации по проведению инструментального

обследования и оценке состояния основного металла и

металла сварных соединений

А.1 Визуальный и измерительный контроль

А.1.1 Визуальный контроль выполняется по всей поверхноститрубы. При неудовлетворительных результатах осмотраопределяется граница дефектного участка, делается вывод опроведении более детального обследования другими методаминеразрушающего контроля (магнитопорошковый илиультразвуковой).

А.1.2 Визуальный и измерительный контроль поверхности трубы,сварных соединений и основного материала в околошовной зоневыполняется с целью выявления недопустимых поверхностныхдефектов (трещин, расслоений, забоин, вмятин, раковин, пор,подрезов и т.д.), отклонений по взаимному расположению


27








элементов сварного узла. Визуальный и измерительный контрольвыполняется с применением технических средств в соответствии сГОСТ 23479 и РД 03-606-03 [9].

А.1.3 Овальность и разностенность труб не должны превышатьпредельные отклонения по диаметру и толщине стенки.

А.1.4 Сварные швы труб должны быть плотными; непровары итрещины любой протяженности и глубины не допускаются. Вметалле труб не допускается наличие трещин, плен, рванин,закатов, а также расслоений длиной свыше 80 мм в любомнаправлении. Сварные соединения труб должны иметь плавныйпереход от основного металла к металлу шва без острых углов,подрезов, непроваров, утяжин, осевой рыхлости и других дефектовформирования шва.

А.1.5 Усиление наружного шва должно находиться в пределах0,5 - 2,5 мм для труб со стенкой толщиной до 10 мм и 0,5 - 3,0 ммдля труб со стенкой толщиной свыше 10 мм.

А.1.6 При визуальном и измерительном контроле опорныхконструкций (ложементов, хомутов и опорных подушек)проверяется:

- наличие контакта между трубопроводом и опорой;

- перекос опорных поверхностей;

- смещение опорной поверхности трубопровода относительноцентра опоры в поперечном и осевом направлениях;

- количество и качество вставок, установленных для устранениязазоров;

- наличие трещин и разрушений, раскачивания опор в грунте.

Крепежные детали (шпильки, болты, гайки) отбраковываются,если выявлены трещины, срывы, выкрашивание ниток резьбы,коррозионный износ резьбы, изгиб болтов, шпилек, остаточнаядеформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износбоковых граней и скругление ребер болтов и гаек.

А.2 Толщинометрия


28


А.2.1 Ультразвуковой контроль толщины стенки трубопроводовосуществляется на каждом прямом участке трубопровода через 5м, катушке, тройнике, отводе и в околошовной зоне в соответствиис инструкцией по контролю толщин стенок отводов надземныхгазопроводов [22].

А.2.2 Оценка результатов контроля состоит в сравненииизмеренных значений толщины стенки с данными сертификатовтруб или предыдущих диагностических обследований.

А.2.3 Для всех элементов трубопроводов фактическая толщинастенки на момент обследования должна быть не менее величины,равной отбраковочной, плюс прибавки на эрозионный икоррозионный износ за время после предыдущего обследования.

А.2.4 При обнаружении значительного отклонения толщиныстенки в отдельных контрольных точках формулируется вывод онеобходимости проведения мониторинга в этих местах дляподтверждения обнаруженного дефекта и определения егохарактера.

А.2.5 Места (точки) замера наносятся на схему ТПО.

А.3 Измерение твердости материала

А.3.1 Механические (прочностные) характеристики металлаопределяются по измеренным значениям твердости по ГОСТ 22761или могут определяться по диаграмме вдавливания с помощьюспециализированного приборного оборудования (например, спомощью прибора ПИМ-ДВ-01, который позволяет определятьтакие характеристики металла, как предел прочности, пределтекучести, относительное удлинение, относительное сужение,твердость по Бринеллю, твердость по Виккерсу).

А.3.2 Места измерения твердости совпадают с местамиизмерения толщины стенки. Особое внимание обращается научастки, работающие в наиболее сложных условиях: вблизиотводов, тройниках, врезках, местах сужения трубопроводов, передарматурой и после нее, в местах скопления веществ, вызывающихкоррозию, застойных зонах, дренажах, тупиковых и временнонеработающих участках, воротниках фланцев.

А.3.3 По результатам замера твердости металла и сварныхсоединений дается оценка их прочностных характеристик по ГОСТ22761.


29

А.3.4 В случае, если полученный результат показывает, чтотвердость металла на участке трубопровода (или сварногосоединения) не соответствует НТД, то металл такого участкаподлежит, по решению диагностической организации,дополнительным исследованиям с целью подтверждениязаявленных характеристик металла (марок стали), напримерпроведением химического анализа металла по ГОСТ 7565.

А.3.5 Места (точки) замера наносятся на схему ТПО.

А.4 Феррозондовый контроль

А.4.1 ФЗК сварных соединений и основного материала воколошовной зоне выполняется с целью выявления недопустимыхдефектов.

А.4.2 Проведение ФЗК позволяет значительно сократитьтрудозатраты по проведению ультразвукового контроля.

А.4.3 ФЗК проводят по ГОСТ 21104.

А.5 Ультразвуковой контроль сварных швов

А. 5.1 Ультразвуковой контроль кольцевых сварных соединенийна стадии эксплуатации проводится в соответствии с Временнойметодикой ОАО «Газпром» [8]. Остальные типы сварныхсоединений на этапе эксплуатации контролируются в соответствиис СТО Газпром 2-2.4-083.

А.5.2 Ультразвуковой контроль сварных соединений послеремонта или замены элемента трубопровода выполняется всоответствии с СТО Газпром 2-2.4-083.

А.6 Геодезические обследования

А.6.1 Геодезические обследования проводятся для надземнойи подземной ТПО (в шурфах) по точкам базовой паспортизациис дополнительными замерами по верхней образующейтрубопроводов, если длина прямого участка превышает 3,5 м.

А.6.2 Проверке также подвергается вертикальность основныхнесущих конструкций ТПО.

А.7 Акустико-эмиссионный контроль


30


http://www.complexdoc.ru/ntd/



А.7.1 Решение о необходимости проведения АЭК подземныхтрубопроводов (в шурфах) принимается экспертной группой ипроводится в соответствии с ПБ 03-593-03 [10].

А.7.2 Основная цель АЭК: обнаружить развивающиеся дефектыи определить области их вероятного расположения с цельюпоследующей идентификации характера источника АЭ другимисредствами и методами неразрушающего контроля.

А.7.3 АЭК проводится при пневмо- или гидроиспытаниях.

Пневмоиспытания производятся путем стравливания илизаполнения технологическим газом технологическихкоммуникаций КС «от - до» величины входного давления КЦ принеработающих ЦБН. При гидроиспытаниях ТПО выдерживают поддавлением 1,25Рраб в течение 24 ч. Скорость подъема давлениядолжна находиться в пределах от 0,002Рисп до 0,02Рисп в минуту.Давление в трубопроводе поднимают наполнительнымиагрегатами до величины максимально возможной по ихтехническим характеристикам, а затем - опрессовочным агрегатом- до давления испытания на прочность. Контроль давления долженосуществляться в начале, в конце и в верхней точкеиспытываемого участка трубопровода не реже одного раза в 10мин с помощью дистанционных самопишущих приборов. Приотсутствии дистанционных самопишущих приборов для контролядавления должны применяться поверенные, опломбированные иимеющие паспорт манометры класса точности не ниже 1 и спредельной шкалой на давление около 4/3 от испытательногозначения. Герметичность затворов арматуры в зависимости от ееназначения и условного прохода должна соответствовать ГОСТ9544 или стандартам и техническим условиям на конкретные видыарматуры.

А.8 Особенности обследования подземных трубопроводов

А.8.1 Целью работ является выявление наиболее подверженныхкоррозии участков трубопроводов, оценка состоянияизоляционного покрытия подземных трубопроводов, оценкасостояния системы ЭХЗ и защищенности подземныхтрубопроводов.

А.8.2 Интегральная оценка защитных покрытий трубопроводадолжна выполняться, в соответствии с 6.2.12.1 ГОСТ Р 51164, наосновании данных о силе тока установок катодной защиты и


31





распределения потенциалов вдоль трубопровода, а такжевыборочно методом катодной поляризации.

А.8.3 Защитные покрытия трубопроводов контролируются попоказателям и нормам таблицы 1 ГОСТ Р 51164, а также нормамтаблиц 2 и 3 ГОСТ Р 51164 по следующим показателям: адгезия внахлесте (пункт 9 таблицы 2), адгезия к стали (пункт 10 таблицы2 и пункт 4 таблицы 3) в соответствии с 6.2.1 ГОСТ Р 51164.Допускается контролировать адгезию мастичного покрытияметодом выреза треугольника с углом около 60° и сторонами 3-5см с последующим снятием покрытия ножом от вершины надреза.Адгезия покрытия считается удовлетворительной, есливырезанный треугольник отслаивается только с приложениемусилия, при этом наблюдается когезионный характер отслаиванияпо всей площади трубы под вырезанным треугольником всоответствии с 6.2.6 ГОСТ Р 51164.

А.8.4 Контролируется ширина нахлеста смежных витков,которая при однослойном нанесении составляет не менее 3 см,при двухслойном покрытии наносимый виток должен перекрыватьуложенный на 50 % его ширины плюс 3 см в соответствии с 6.2.6ГОСТ Р 51164.

А.8.5 Определяется коррозионная агрессивность среды (грунтов,грунтовых и других вод) по отношению к металлу.

А.8.6 Определяется соответствие установок катодной защитытребованиям ГОСТ Р 51164, а также правил [23 - 25].

Приложение Б

(обязательное)

Нормирование уровней вибрации

Б.1 Используемые для оценки вибросостояния трубопроводовнормы, представленные для НЧ-вибрации - в таблице Б.1 и дляВЧ-вибрации - в таблице Б.2, базируются на экспериментальныхданных, полученных при диагностических обследованияхтрубопроводов КС ОАО «Газпром» и соответствуют СТО Газпром2-2.3-324.

Б.2 Градация зон вибрационного состояния


32







Б.2.1 Зона «А» - в эту зону попадает, как правило, вибрациятрубопроводов вводимых в эксплуатацию новых иреконструированных КЦ или вибрация после ремонтатрубопроводов и их опор.

Б.2.2 3она «В» - трубопроводы, вибрация которых попадает вэту зону, обычно могут считаться пригодными для дальнейшейэксплуатации без ограничения сроков.

Б.2.3 Зона «В1» - трубопроводы, вибрация которых попадает вэту зону, обычно могут считаться пригодными для дальнейшейэксплуатации без ограничения сроков, но имеютсяконструктивные или эксплуатационные условия, способныепривести к ухудшению их технического состояния.

Б.2.4 Зона «С» - трубопроводы, вибрация которых попадает в этузону, обычно рассматриваются как непригодные для длительнойэксплуатации.

Б.2.5 Зона «Д» - уровни вибрации в данной зоне обычнорассматриваются как достаточно серьезные, для того чтобывызвать повреждение трубопроводов.

Б.З Нормами установлены значения границ зон вибрационногосостояния трубопроводов по НЧ и ВЧ вибрации (таблицы Б. 1 и Б.2соответственно).

Б.4 Оценка вибросостояния трубопроводов

Б.4.1 Оценка вибросостояния трубопроводов проводитсяотнесением зарегистрированного общего уровня вибрации Ve (мм/с) к соответствующей зоне вибросостояния для каждого изобследованных режимов работы ГПА и КЦ. По результатам оценкивибросостояния делается вывод о дальнейшей эксплуатации КЦили ГПА, определяются рекомендуемые ограничения на режимыработы, в частности, запрещенные режимы, а также назначаютсяпериодичность и точки для последующих контрольных измерений.

Б.4.2 Оценка вибросостояния трубопроводов выполняется понаихудшей из оценок по НЧ- и ВЧ-вибрации.

Таблица Б.1 - Нормы НЧ-вибрации трубопроводов длядиапазона частот от 4 до 100 (200) Гц включительно


33

Общий уровень Vе, (мм/с)Границы зон

вибросостояния Трубы и соединительныефасонные изделия Корпуса ЗРА

А/В 4,5 3

В/В1 11 7

В1/С 18 18

C/Д 28 28

Таблица Б.2 - Нормы ВЧ-вибрации трубопроводов длядиапазона частот от 100 (200) до 1500 (2000, 2500) Гцвключительно

Границы зон вибросостояния Общий уровень Vе, (мм/с)

А/В 10

В/В1 25

В1/С 35

С/Д 45

Приложение В



34

Оценка срока безопасной эксплуатации трубопровода по

критерию малоцикловой усталости и выносливости

В.1 Уточненная оценка накопленного повреждения

В.1.1. В соответствии с ПНАЭ Г-7-002-86 [26], определениедопускаемого числа циклов по заданным амплитудам напряженийпроводится по формулам, связывающим амплитуды условныхупругих напряжений и числа циклов. Для экспресс-оценки можноиспользовать расчетные кривые усталости, приведенные нарисунках В.1 и В.2.

В.1.2. Если процесс нагружения состоит из ряда циклов,характеризуемых амплитудами

напряжений (σaF)i, максимальными напряжениями (σF)maxi исоответствующими числами циклов Ni, то должно выполнятьсяусловие прочности по накопленному усталостному повреждению.

В.1.3. Допускаемая амплитуда условного упругого напряжения[σaF] или допускаемое число циклов [N0] при максимальномнапряжении цикла [σFmax] для сталей при [N0] ≤ 106 равныминимальному значению из двух, определяемых по формулам:

- (В.1)

- (В.2)

где: пσ, nN - коэффициенты запаса прочности по напряжениям ипо числу циклов;


35


т, те - характеристики материала;

RTс - временное сопротивление при расчетной температуре,МПа;

ЕТ - модуль упругости при расчетной температуре, МПа;

RTс - характеристика прочности, принимаемая равной:

- (В.3)

где етс - характеристика пластичности, зависящая от значенияZTc , определяется по формуле

- (В.4)

где RTp0 2 - предел текучести при расчетной температуре, илипри (σ*F) < RT0 2 по формуле

- (В.5)


36

где (σ*F)max - максимальное значение условных упругихнапряжений за всю историю нагружения;

ZT - относительное сужение поперечного сечения образцапри статическом разрушении при растяжении при расчетнойтемпературе, %.

При ZT < 50% следует принимать ZТс = ZT , а при ZT > 50% - ZТс= 50% .

В.1.4 Если характеристика пластичности етс определяется позначению ZТ, полученному путем испытаний на статическоерастяжение, то используют формулы:

- (В.6)

- (В.7)

В.1.5 Для характеристик ЕТ, ZT, RTm принимаются минимальныезначения в интервале рабочих температур. Коэффициент запасапрочности по напряжениям пс принимается равным 2, а по числуциклов n принимается равным 10.

В.1.6 Показатели степени m, mc и предел выносливости RT-1определяются в соответствии с таблицей В.1.

В.1.7 Если допускаемое число циклов [N0] меньше или равно106, то определение допускаемой амплитуды условного упругогонапряжения [σaF] или допускаемого числа циклов [N0]необходимо проводить по формулам:

(В.8)


37

-

- (В.9)

где RT-1 - предел выносливости при симметричном цикле осевогорастяжения - сжатия при расчетной температуре, МПа.

Из двух значений [N0] или [σaF] определенных по формулам(В.8) или (В.9), в качестве допускаемого выбирается наименьшее.

В.1.8 Остаточное напряжение учитывают в том случае, если оноявляется растягивающим и в рассматриваемой зоне деталиамплитуда местного условного упругого напряжения отмеханических и тепловых нагрузок ни при одном из типов цикловнагружения не превышает предела текучести при температуре 293К (плюс 20 °С). Допускается принимать остаточное напряжение,равное пределу текучести при температуре 293 К (плюс 20 °С).

Таблица В.1- Формулы расчета значений RT-1, т и те

Обозначение RTm ≤700, МПа 700 < RTm ≤ 1200,МПа

RT-1 0,4 RTm(0,54-2·10-4 RTm)

RTm

m 0,5 0,36+2·10-4 RTm

me 0,132 lg RTm/ RT-1(1+1,4·10-2ZT)

В.1.9 При определении зависимости изменения напряженийостаточное напряжение учитывается алгебраическим


38

суммированием его составляющих с составляющими напряженийот эксплуатационных механических и тепловых нагрузок.

В расчете нетермообработанных сварных соединений снеполным проплавлением напряжение (σF)max принимаетсяравным пределу текучести при плюс 20 °С.

В.1.10. Допускаемую амплитуду напряжений для сварногосоединения [σaF] вычисляют по формуле

[σaF]s = φs[σaF] (В.10)

где [σaF] - амплитуда допускаемых условных упругихнапряжений, определяемая по расчетной кривой усталости илисоответствующей формуле для основного материала при заданномчисле циклов;

φs - коэффициент, зависящий от вида сварки свариваемыхматериалов и термообработки после сварки (φs ≤ 1).

В.1.11 Значения φs для ряда сварных соединений приведены втаблице В.2. Коэффициент φs используется совместно с расчетнойкривой усталости того основного материала, по отношению ккоторому определен φs.

Таблица В.2 - Значения коэффициента φs

Метод сварки Свариваемые стали Вид термообработкипосле сварки φs

Без термообработки 0,8Малоуглеродистая

Отпуск 1,0Ручнаядуговая

Низколегированная Независимо от видатермообработки 1,0


39

Малоуглеродистая Без термообработки 0,9

Отпуск 1,0Автоматическаяэлектродуговая

Низколегированная Независимо от видатермообработки 1,0

Без термообработки 1,0АргонодуговаяНизколегированная

Отпуск 1,0

В.1.12. Условие прочности при наличии различных циклическихнагрузок проверяется по формуле

- (В.11)

где Ni - число квазистатических циклов i-го типа за времяэксплуатации;

k - общее число типов квазистатических циклов;

[N0 ] - допускаемое число квазистатических циклов i-го типа;

aN - накопленное усталостное повреждение, предельноезначение которого [aN ] = 1.

В.1.13 В общем случае

-(В.12)


40

где а1 - повреждение от квазистатических циклов напряжения,на которые не наложены динамические напряжения;

а2 - повреждения от динамических напряжений припостоянных эксплуатационных напряжениях (стационарныережимы);

а3 - повреждения от динамических напряжений в течениециклов квазистатических напряжений на переходныхэксплуатационных режимах а*3 и при прохождении резонансныхчастот а**3 в тех же циклах.

В этом случае

а3 = а*3 + а**3 (В.13)

В.1.14 Накопленные повреждения а1 и а2 определяются поформуле (В.11). Накопленные повреждения а3 рассчитывают всоответствии с В.3.

В.2 Экспресс оценка накопленного повреждения

B.2.1 При экспресс-оценке в интервале температур от плюс 20°Сдо плюс 350°С в расчете используют следующие расчетные кривыеусталости:

- при значениях RTm ≥ 300МПа, R20р0,2 ≤ 200 МПа, RTp0a/RTm≥ 0,5, ZT ≥ 30% и ЕТ ≥ 175 ГПа, расчетная кривая усталостиприведена на рисунке В.1;

- при значениях RTm ≥ 400МПа, R20р0,2 ≤ 350 МПа, RTp02/RTm≥ 0,5, ZT ≥ 45% и ЕТ > 190 ГПа, расчетная кривая усталостиприведена на рисунке В.2.

В.2.2 Расчетные кривые на рисунках В.1 - В.2 получены с учетоммаксимального влияния среднего напряжения и коэффициентовзапаса пσ = 2 и nN = 10.

В.2.3 Расчетные кривые усталости, приведенные на рисунках В.1- В.2, построены при температуре плюс 350°С. При определениидопустимого числа циклов для температур ниже плюс 350°С или


41

модуля упругости, отличающегося от указанных выше значений,значения [σaF] по расчетным кривым на рисунке В.1 - В.2умножаются на отношение модуля упругости при заданнойтемпературе к модулю упругости при плюс 350°С.

В.2.4 Условие прочности проверяется по формуле (В.11).

Рисунок В.1 – Расчетная кривая усталости при RTm ≥300МПа, R20р0,2 ≤ 200 МПа, RTp0a/RTm ≥ 0,5, ZT ≥ 30% и ЕТ ≥

175 ГПа, Т = +350ºС.

В.3 Учет вибрации

В.3.1 В тех случаях, когда НЧ циклические напряжения,связанные с «пуском-остановом», изменением мощности и т.д.,сопровождаются наложением ВЧ-напряжений, например,вызванных вибрацией, пульсацией потоков газа, расчет нациклическую прочность проводится с учетом динамическогонагружения.

В.3.2 Исходные данные о динамическом нагружении (амплитуда

-

, частота f), получаются путем анализа результатов измеренийпри эксплуатации или путем их расчета.


42

B.3.3 Сочетания квазистатического циклического напряженияс амплитудой (σaF) и частотой f0 и наложенного динамическогонапряжения с амплитудой

-

и частотой f вызывает снижение допускаемого числаэксплуатационных циклов от [N0] до [N], определяемого поформуле:

- (В.14)

где ж - коэффициент снижения долговечности при наложениивысокочастотных циклов, используемых при определенииповреждения а*3.

Рисунок В.2 – Расчетная кривая усталости при RTm ≥400МПа, R20р0,2 ≤ 350 МПа, RTp02/RTm ≥ 0,5, ZT ≥ 45% и ЕТ >

190 ГПа, Т = 350 ºС.

В.3.4 Для цикла i-го типа повреждение а3 определяют поформуле


43

- (B.15)

В.3.5 Коэффициент ж , независимо от степени концентрациинапряжений, остаточных напряжений, максимальногонапряжения цикла, значения номинальных напряжений итемпературы, определяется по номограммам, приведенным нарисунке В.3, или вычисляется по формуле

- (B.16)

где f0=1/(tl+t2) - частота эксплуатационного цикла,определяемая без учета периода времени, в течение которогопроисходит наложение динамических напряжений наквазистатические напряжения (см. рисунок В.4);

(σа) - амплитуда приведенных квазистатических напряженийбез учета концентрации

напряжений;

η - коэффициент, зависящий от материала, принимаемый иззначений таблицы В.3. При отсутствии экспериментальных данныхзначение η принимается равным 2.

Таблица В.3 - Значения коэффициента η

Сталь перлитного классаВид

материалаУглеродистаясталь RTm ≤

500 МПа 500 < RTm ≤ 800МПа RTm > 800 МПа


44

η 1,3 1,8 1,9

Рисунок 3 – Значение ж для сталей и их сварныхсоединений RTm≤ 500 МПа

Рисунок В.4 - Форма цикла при двухчастотном нагружении

В.4 Определение срока безопасной эксплуатации

В.4.1 В результате расчета определяют накопленноеусталостное повреждение aN за время эксплуатации. При расчетесрока безопасной эксплуатации считается, что повторениеэксплуатационных режимов на последующий период эксплуатациисоответствует предшествующему периоду.

В.4.2 Срок безопасной эксплуатации в единицах времени(рекомендуется тысячи часов) определяется по формуле


45

- (B.17)

где tэ - время эксплуатации объекта на момент оценки

Приложение Г


Оценка срока безопасной эксплуатации тройника по

критерию малоцикловой усталости и выносливости

Г.1 Внутренние силовые факторы в тройниках

Г.1.1 Для определения внутренних силовых факторов в ТРнеобходимо выполнить расчет ТПО от действия нагрузок.

Г.1.2 При расчете следует учитывать следующие виды нагрузок:

- давление;

- температурные нагрузки;

- кинематические нагрузки;

- реакции от присоединенного оборудования;

весовая нагрузка (собственный вес изделия и его содержимого,весовая нагрузка присоединенных изделий, изоляции и др.);

- вибрационные нагрузки.

Г.1.3 Расчет выполняется для каждого расчетного режимаэксплуатации. Результатом расчета являются внутренние силовыефакторы (три силы: осевая и поперечные; три момента: крутящийи изгибающие) в двух из трех сечениях участка трубопровода (см.рисунок Г.1, сечения А-А и Б-Б или А-А и В-В) с тройником.


46

Рисунок Г. 1 - Расчетные сечения (сварной ТР с воротникоми накладкой)

Г.1.4 При определении внутренних силовых факторовдопускается использование экспериментальных данных по НДСтрубопроводов. Экспериментальное определение параметровдеформирования трубопроводов должно сопровождатьсярасчетным анализом. Для расчетов рекомендуется использоватьМКЭ.

Г.2 Определение НДС тройника

Г.2.1 При расчете НДС ТР используют модель линейно-упругогоповедения конструктивных материалов. В тех случаях, когдамаксимальное значение приведенных напряжений без учетаконцентрации превышают 2Rp0,2, используютупругопластическую

модель поведения конструкционных материалов. Расчетвыполняют в предположении изотропности материала. При оценкециклической прочности за пределами упругости используютнапряжение, называемое условным упругим. Это напряжениеравно произведению упругопластической деформации врассматриваемой точке на модуль упругости.

Г.2.2 Настоящий стандарт допускает использование любыхвычислительных комплексов или методов расчета НДС, но приэтом возможности расчетного метода и/или комплекса должныпозволять моделировать ТР в виде пространственной модели.Рекомендуемым методом численного расчета НДС является МКЭ.

При создании пространственной расчетной модели допускаетсяиспользовать методы теории оболочек и объемное моделирование.


47

Г.2.3 Определение НДС ТР проводят для всех эксплуатационныхрежимов. В качестве нагрузок при расчете ТР используютвнутреннее давление и внутренние силовые факторы, полученныеиз расчета трубопроводов. Внутренние силовые факторы (силы имоменты в трубопроводе) прикладывают в двух из трех сеченияхтрубопровода (см. рисунок Г. 1, сечения А-А и Б-Б или А-А и В-В,),третье сечение жестко защемляется. В расчетной модели длиныучастков присоединенных к ТР трубопроводов должны бытьвыбраны достаточными, чтобы не вызывать дополнительныхкраевых сил и моментов и адекватно моделировать условияприварки ТР к трубопроводу.

Г.2.4 НДС ТР определяют в соответствии с алгоритмом,приведенным на рисунке Г.2. Расчет необходимо выполнить длядвух наиболее нагруженных точек тройника А, Б. Наиболеенагруженные точки ТР выбирают с той стороны (относительноплоскости симметрии), где напряжения с учетом изгибающихнагрузок максимальны.

Г.2.5 Для модели в оболочечной постановке расчет НДС ТРпроводят в следующей последовательности:

Г.2.5.1 Для наиболее нагруженных точек ТР определяютисторию нагружения от момента начала нагружения t1 до моментаокончания нагружения tm.

Для каждого из моментов вычисляют значения компоненттензора напряжений σx, σy, σz, σxy, σxz, σyz и эквивалентныенапряжения для наиболее нагруженных точек ТР в сечениях А-А, Б-Б (см. рисунок Г.3, точки А, Б) с использованием моделилинейно-упругого поведения конструктивных материалов.


48

Рисунок Г.2 - Алгоритм определения НДС тройника


49

Рисунок Г.3 – Расчетные сечения ТР и зоны максимальныхнапряжений

Эквивалентные напряжения без учета концентрации находят поформуле:

- (Г.1)

По шести компонентам НДС определяют размах отдельныхсоставляющих напряжений Δσx, Δσy, Δσz, Δτxy, Δτxz, Δτyz, Δσ1,Δσ2, Δσ3 , как разность напряжений между двумя моментаминагружения по формулам:


50

-

Г.2.5.2 Размах напряжений с учетом концентрации определяютпо формуле

- (Г.2)

где Кσ - коэффициент концентрации напряжений.

Г.2.5.3 Если максимальное значение эквивалентныхнапряжений без учета концентрации во все моменты нагруженияне превышает двух пределов текучести, то дальнейший расчетвыполняют в соответствии с Г.2.1. Если максимальное значениеэквивалентных напряжений без учета концентрации хотя бы водном из моментов нагружения превышает два предела текучести,то дальнейший расчет рекомендуется выполнять в соответствии сГ.2.8.

Г.2.6 Для модели в объемной постановке расчет НДС ТРпроводится в следующей последовательности:

Г.2.6.1 Для наиболее нагруженных точек ТР определяютисторию нагружения, от момента начала нагружения t1 домомента окончания нагружения tm. Для каждого из моментоввычисляют значения компонент тензора напряжений σx, σy, σz,σxy, σxz, σyz и эквивалентные напряжения для наиболеенагруженных точек ТР в сечениях А-А, Б-Б (см. рисунок Г.3, точкиА, Б) с использованием модели линейно-упругого поведенияконструктивных материалов.

Г.2.6.2 В случае достоверного описания концентраторов врасчетной модели максимальные эквивалентные напряженияполучают непосредственно из расчета по формуле (Г.2) при Кσ=1,с учетом Г.2.5.1.


51

Г.2.6.3 В случае недостаточно достоверного описанияконцентраторов в расчетной модели используют осредненные потолщине стенки напряжения и коэффициенты концентрациинапряжений.

Осредненные по толщине стенки напряжения получают методомлинеаризации для каждого расчетного сечения по следующимзависимостям:

- мембранная составляющая напряжений:

- (Г.3)

где h - толщина стенки;

- изгибная составляющая напряжений

- (Г.4)

Графическая иллюстрация вышеизложенных зависимостейприведена на рисунке Г.4.


52

Рисунок 4 – Определение максимальных размаховнапряжений

Значение осредненных по толщине стенки напряженийопределяют как сумму изгибной и мембранной составляющей.

Размах напряжений с учетом концентраторов определяют поформуле (Г.2), в которой приращения напряжений определены поосредненным по толщине стенки напряжениям.

Г.2.6.4 Если максимальное значение эквивалентныхнапряжений без учета концентрации во все моменты нагруженияне превышает двух пределов текучести, то дальнейший расчетвыполняют в соответствии с Г.2.7. Если максимальное значениеэквивалентных напряжений без учета концентрации хотя бы водном из моментов нагружения превышает два предела текучести,то дальнейший расчет рекомендуется выполнять в соответствии сГ.2.8.

Г.2.7 Упрощенный упругопластический расчет

Г.2.7.1 Выполняется пересчет напряжений для зонконцентрации, полученных при выполнении упругого расчета, вусловные упругие напряжения.

Расчет выполняют по формуле


53

- (Г.5)

Г.2.7.2 Допускается расчет условных упругих напряжений взонах концентрации по другим расчетным моделям,отличающимся от формулы (Г. 5). За обоснование применениядругих моделей несет ответственность диагностическаяорганизация, выполняющая расчет.

Г.2.8 Полный упругопластический расчет

В результате полного упругопластического расчета с учетомконцентрации напряжений для каждого расчетного режимаопределяют деформации ех, е , sz, у yyz, yxz.

Значения условных упругих напряжений определяют с помощьюзависимостей:

-

-

-


54

-

-

-

По найденным таким образом компонентам НДС находятприведенные напряжения. Найденные значения являютсяприведенными местными условными упругими напряжениями.

При выполнении упругопластического расчета необходимовыполнить следующие требования:

- модель неупругого поведения материала - упругопластическаяс упрочнением;

- модель упрочнения материала - кинематическая;

- тип кривой «напряжение - деформация», используемой приупругопластическом расчете, - истинная кривая растяженияматериала;

- критерий начала текучести - Хубера - Мизеса

При неупругом расчете рекомендуется учесть возможностьналичия больших перемещений.

Г.3 Оценка срока безопасной эксплуатации тройника


55

Оценка срока безопасной эксплуатации ТР по критериюмалоцикловой усталости и выносливости проводится всоответствии с Приложением В.

Приложение Д


Форма заключения по сроку безопасной эксплуатации

технологических трубопроводов

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель

диагностической организации

_______________ __________________

(подпись) (расшифровкаподписи)

«__»_________200_ г

М.П.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

по сроку безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

г. Москва«____»__________200_г.

1. Дочернее общество ОАО «Газпром», эксплуатирующее КС«______________________».

(наименование эксплуатирующей организации)

2. КС, номер КЦ и наименование участка_________________________________________.


56

3. Организация-проектировщик_________________________________________________.

(наименование организации

4. Характеристика участка трубопровода

- диаметры труб______________________________________________________________

- толщины стенок_____________________________________________________________

- рабочее давление____________________________________________________________

- тип изоляции________________________________________________________________

- рабочие температуры_________________________________________________________

5. Характер деградации металла труб или дефектов_________________________________

6. Степень опасности дефектов__________________________________________________

7. Техническое состояние участка трубопровода по актам обследованияи рекомендации по еговосстановлению____________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

8. Срок безопасной эксплуатации________________________________________________

9. Рекомендации по контролю технического состояния участкатрубопровода ___________

______________________________________________________________________________

10. Ответственный исполнитель работ ___________________/________________________/


57

(должность, подпись)(расшифровка подписи)

Исполнители работ _________________________/_______________________________/


_______________________________/___________________________________/


Приложение Е


Пример расчета оценки срока безопасной эксплуатации

элементов трубопроводной обвязки

Е.1 Трубопроводный участок линии всасывания ГПА,представленный на рисунке Е.1, содержит 16 элементов: 9 КТ, пять90, ОТ, один ТР люк-лаза, один кран № 1 и 16 сварных стыков.


58

Рисунок Е.1 - Схема трубопроводного участка линиивсасывания ГПА

Е.2 Анализ имеющейся проектной, исполнительной иэксплуатационной документации (см. раздел 5) показал, чтообъект эксплуатируется 20 лет без замены элементов и нарушенияусловий эксплуатации и аварийных ситуаций, при проектномдавлении 7,5 МПа и максимальному перепаду температур позамыканию «красного» стыка 20 ºС. Цикличность работытрубопроводного участка, в среднем, составляет 2 «пуска-останова» в неделю.

Е.3 Данные по механическим свойствам элементов участкаприведены в таблице Е.1. Результаты поэлементной оценкитехнического состояния объекта (см. раздел 6) приведены втаблице Е.2.

Таблица Е.1 - Механические свойства элементов участка ТПО

Элемент №элемента

Диаметрусловный,

мм

Толщинастенки,

ммМаркастали

Временноесопротивление,

МПа

Пределтекучести,

МПа

КТ 1 1020 16 Х67 637 525

ОТ 2 1020 28 15ХСНД 550 350

КТ 3 1020 16 Х67 653 558

ОТ 4 1020 28 15ХСНД 550 350

КТ 5 1020 16 Х67 653 558

КТ 6 1020 16 Х67 653 558

Кран №1 7 Ду 1000


59

КТ 8 1020 16 Х67 653 558

КТ 9 1020 16 Х67 653 558

КТ 10 1020 16 Х67 653 558

ОТ 11 1020 28 15ХСНД 550 350

ТР 12 1020/530 28 15ХСНД 500 340

КТ 13 1020 16 Х67 653 558

ОТ 14 1020 28 15ХСНД 550 350

КТ 15 1020 16 Х67 653 558

ОТ 16 1020 28 15ХСНД 550 350

Таблица Е.2 - Результаты поэлементной оценки техническогосостояния


Диаметр,мм

Толщинастенки,

ммНаличие и вид дефектов

КТ 1 1020 16 Нет

ОТ 2 1020 28 Эрозионное утонениестенки до 5 мм

КТ 3 1020 16 Вмятина 150×150×4 мм


60


КТ 5 1020 16 Нет

КТ 6 1020 16 Нет

Кран №1 7 Ду 1000 -

КТ 8 1020 16 Нет

КТ 9 1020 16 Нет

КТ 10 1020 16 Нет

ОТ 11 1020 28 Нет

ТР 12 1020/530 28 Нет

КТ 13 1020 16 Нет


КТ 15 1020 16 Нет

ОТ 16 1020 28 Нет

Е.4 Из 16 сварных стыков один стык между 13-м и 14-мэлементами содержит дефект в виде непровара корня сварногошва.


61

Е.5 Работы по оценке НДС и по виброметрии ТПО (см. разделы7 и 8), показали, что помимо проектных нагрузок, на линиивсасывания имеется кинематическая нагрузка со стороныподземного коллектора (выпирание вертикального отвода на 5 см).Уровень динамических напряжений, связанных с высокочастотнойвибрацией не превышает 1 МПа. Результаты статического расчетаобъекта представлены на рисунке Е.2 и в таблице Е.3. Расчетныедопустимые сопротивления R2 по СНиП 2.05.06-85* [11] для сталиХ67 и 15ХСНД составляют, соответственно, 270 МПа и 180 МПа.Из таблицы Е.3 видно, что продольные напряжения элементовобвязки не превышают допустимые по СНиП 2.05.06-85* [11]значения.

Рисунок Е.2 - Результаты статического расчета

Е.6 Элементы 2, 3, 4 и 14 не соответствуют проекту (см. 8.4),поскольку содержат дефекты. В рекомендациях по оценкепрочности и устойчивости [14], дефекты типа «вмятины»недопустимы для трубопроводов категории В (КС), поэтомуэлемент 3 подлежит замене. Для отводов с эрозионным износом(элементы 2, 4 и 14) следует руководствоваться Р 51-31323949-42[13].

Е.7 Расчетная толщина стенки отвода определяется в виде

(Е.1)


62




-

где: n = 1,1 - коэффициент надежности по нагрузке;

Р = 7,5 МПа - внутреннее давление;

Dy = 1020 мм - диаметр условный;

η = 1,15 - коэффициент несущей способности отвода;

R1 = 236 МПа - расчетное сопротивление по СНиП2.05.06-85* [11].

Таблица Е.3 - Результаты статического расчета


Диаметр,мм

Маркастали

Продольныенапряжения,

МПа

Эквивалентныенапряжения,

МПа

КТ 1 1020 Х67 90 135

ОТ 2 1020 15ХСНД 75 120

КТ 3 1020 Х67 85 140

ОТ 4 1020 15ХСНД 72 117

КТ 5 1020 Х67 83 138

КТ 6 1020 Х67 87 142

Кран№1 7 Ду 1000


63



КТ 8 1020 Х67 87 142

КТ 9 1020 Х67 85 140

КТ 10 1020 Х67 85 140

ОТ 11 1020 15ХСНД 70 115

ТР 12 1020/530 15ХСНД

КТ 13 1020 Х67 86 141

ОТ 14 1020 15ХСНД 72 117

КТ 15 1020 Х67 88 143

ОТ 16 1020 15ХСНД 75 120

Е.8 Для элемента 2 фактическая толщина стенки (23 мм)превышает расчетную. Кроме того, при той же скорости эрозии (5мм за 20 лет эксплуатации), через 10 лет толщина стенки такжебудет выше расчетной. Допустимая толщина стенки:

- (Е.2)

где χ = 0,9 - коэффициент несущей способности для выпуклойстороны отвода.

Фактические толщины стенок элементов 4 (18 мм) и 14 (16 мм)меньше расчетной толщины стенки отвода δР (19,8 мм).


64

Е.9 Толщина стенки элемента 14 меньше допустимого значенияδД - элемент подлежит замене. При той же скорости эрозии (10мм за 20 лет) менее чем через 10 лет толщина стенки элемента 4станет меньше допустимого значения, поэтому он также подлежитзамене. Сварной стык между 13-м и 14-м элементами, всоответствии с СТО Газпром 2-2.4-083, подлежит замене. Дефектысварных швов должны быть рассчитаны на трещиностойкость всоответствии с Временной методикой ОАО «Газпром» [8].

Е.10 Остальные элементы (от нагнетателя до крана № 1),параметры которых соответствуют проектным значениям, должныбыть рассчитаны на циклическую прочность (см. 8.6 и 8.7).

Е.11 НДС ТР определено численным расчетом МКЭ. Расчетвыполнен от действия всех нагрузок, действующих в ТПО:давление, силы и моменты возникающие в трубопроводе отдействия температуры, собственного веса и веса присоединенногооборудования (краны, задвижки и т.д.), а также кинематическихнагрузок. Конечно-элементная модель разработана в соответствиис приложением Г и приведена на рисунке Е.3.

Е.12 Оценка срока безопасной эксплуатации проведена длянаиболее нагруженной зоны ТР, где повреждаемость максимальна.Такой зоной является сварной шов приварки патрубка к воротникуи основной трубе.

Е. 13 Максимальное значение напряжения, полученное изупругого расчета МКЭ, равно:

(σ)max = 475 МПа.

Е. 14 Максимальное значение напряжения с учетомконцентрации равно:

(σL) = Kσ×(σ)max (E.3)

где Кσ= 1,2 - коэффициент концентрации для сварного шваприварки патрубка ТР с воротником.


65


Рисунок Е. 3 - Конечно-элементная модель тройника

Е.15 Условные упругие напряжения (с учетом пластическогодеформирования) определяются в соответствии с приложением Г:

- (Е.4)

где ξ = 1, (σF)h = (σL)h = 0, (σL)l = (σL) = 570 МПа определено всоответствии с приложением Г.

ZТ =40 % - относительное сужение поперечного сеченияобразца при статическом разрушении при растяжении прирасчетной температуре;

ЕТ =200 ГПа - модуль упругости при расчетной температуре,параметры vТ и RТl ре определяются по формулам:

- (Е.5)

(Е.6)


66

-

где RTm =500 МПа - временное сопротивление при расчетнойтемпературе;

RTр0,2 =350 МПа - предел текучести при расчетнойтемпературе;

Е.16 Амплитуда условных упругих напряжений определяется поформуле

(σaF) =(σF)t/2 = 325 МПа (E.7)

Е.17 Допускаемое число циклов [N0] при амплитуде (oaF)= 325МПа, максимальном напряжении цикла (crF) = 650 МПа длясталей при [N0] ≤ 1012 равны минимальному значению из двух,определяемых по формулам:

- (E.8)

- (E.9)

где φs = 0,8 - коэффициент снижения циклической прочностисварного шва, выполненного ручной электродуговой сваркой безтермообработки;

nσ, nN - коэффициенты запаса прочности по напряжениям ипо числу циклов;


67

m = 0,5, mc = 0,132lgRTm/RT-1(1+1,4·10-2ZT) = 0,078 –характеристики материала;

RTс - характеристика прочности, принимаемая равной:

RTс = RTm·(1+1,4·10-2ZT) = 780 Мпа (E.10)

ЕТс - характеристика пластичности определяется по формуле

- (E.11)

Е.18 Коэффициент запаса прочности по напряжениям пσпринимается равным 2, а по числу циклов N принимается равным10.

Е.19 Допускаемое число циклов «пуск-останов», согласноуравнениям (Г.8) и (Г.9) приложения Г, для рассматриваемого ТРпри амплитуде (σaF) = 325 МПа, максимальном напряжении цикла(σF)e = 650 МПа, составляет [No] = 3600.

Е.20 Повреждаемость за год эксплуатации определяется поформуле

- (E.12)

где N =100 - число циклов «пуск - останов» за год эксплуатации;

[N0] - допускаемое число циклов «пуск-останов»;

а - накопленное усталостное повреждение, предельноезначение которого [aN ] = 1.


68

Е.21 Сочетание квазистатического циклического напряжения самплитудой (σaF) и частотой f0 (циклы «пуск-останов») иналоженного динамического напряжения с амплитудой

-

МПа и частотой f = 1450 Гц (вибронапряжения) вызываетснижение допускаемого числа эксплуатационных циклов от [N0]до [N], определяемого по формуле

- (E.13)

где ж - коэффициент снижения долговечности при наложениивысокочастотных циклов.

Е.22 Коэффициент ж вычисляется по формуле

- (E.14)

где f0 =1/(t1 +t2) =0,0055 Гц - частота эксплуатационного цикла,определяемая без учета периода времени, в течение которогопроисходит наложение динамических напряжений наквазистатические напряжения;

(σа) = (σ)max/2=238 МПа - амплитуда приведенныхнапряжений без учета концентрации напряжений;

η =1,3 - коэффициент, зависящий от материала,принимаемый в соответствии с Приложением В.

Е.23 Повреждаемость за год эксплуатации с учетом вибрацийопределяется по формуле


69

А = жN/[N0] = 0,0306 (E.15)

Е.24 Срок безопасной эксплуатации ТР в единицах времениопределяется по формуле

tрес = 1/a =36 лет(при отсутствии вибраций),

tрес = 1/a =32 года (при наличии вибраций),

где а - накопленное усталостное повреждение за год.

Е.25 Срок безопасной эксплуатации ТР (при учете наработки 20лет) определяется по формуле

tост = (1/a)-tн=16 лет (при отсутствии вибраций),

tост = (1/a)-tн =12 лет (при наличии вибраций),

где tH - наработка ТР до контроля технического состояния.

Е.26 Расчет трубных КТ со сварными швами проводитсяаналогичным образом по формулам (Е.8) и (Е.9) со следующимипараметрами:

- максимальное значение напряжения, полученное из упругогорасчета, равно 150 МПа. Коэффициент концентрации для сварногошва Кσ= 2,1. Для сварных соединений коэффициент сниженияциклической прочности φs принят равным 0,8. Коэффициентзапаса прочности по напряжениям пσ принимается равным 2, а почислу циклов nN =10;

- расчетное допускаемое число циклов, полученное из формул(Е.8) и (Е.9), принимает значение 2·106 , которое на несколькопорядков превосходит допускаемое число циклов (3,6·103)тройникового соединения.

Е.27 Таким образом, подлежат замене следующие элементы: 3(КТ), 4 (ОТ) и 14 (ОТ). Для остальных элементов участкатрубопровода срок безопасной эксплуатации может быть продлендо 10 лет.


70

Библиография

[1] Правила безопасностиГосгортехнадзораРоссии

ПБ 03-246-98

Правила проведения экспертизыпромышленной безопасности

[2] Руководящийдокумент

ГосгортехнадзораРоссии

ПБ 03-585-03

Правила устройства и безопаснойэксплуатации технологическихтрубопроводов

[3] Руководящийдокумент

ГосгортехнадзораРоссии

РД 03-484-02

Положение о порядке продлениясрока безопасной эксплуатациитехнических устройств, оборудованияи сооружений на опасныхпроизводственных объектах

[4] Технические условияМингазпрома СССР

ТУ 20-28-40-48-79

Трубы стальные прямошовныеусловным диаметром от 720 мм иболее на поставку импортной трубнойпродукции

[5] Инструкция по проведению диагностического обследования(паспортизации) надземных технологических трубопроводовобвязок нагнетателей ГПА (утверждена ОАО «Газпром» 06марта 2000 г.)

[6] Инструкция по проведению паспортизации надземныхтехнологических трубопроводов обвязок АВО газа(утверждена ОАО «Газпром» 06 марта 2000 г.)


71




[7] Инструкция по проведению диагностического обследования(паспортизации) подземных технологических трубопроводовпромплощадок компрессорных станций (утверждена ОАО«Газпром» 10 мая 2000 г.)

[8] Временная методика оценки работоспособности кольцевыхсварных соединений надземных технологическихтрубопроводов компрессорных и дожимных компрессорныхстанций, находящихся в эксплуатации (утверждена ОАО«Газпром» 28 февраля 2006 г.)

1) С 18 октября 2009 г. вместо указанного документа следуетруководствоваться Порядком продления срока безопаснойэксплуатации технических устройств, оборудования исооружений на опасных производственных объектах(утвержден приказом Минприроды России от 30 июня 2009 г.№ 195)

[9] РуководящийдокументГосгортехнадзораРоссии

РД 03-606-03

Инструкция по визуальному иизмерительному контролю

[10] Правила безопасностиГосгортехнадзора

России

ПБ 03-593-03

Правила по организации и проведенияакустико-эмиссионного контролясосудов, аппаратов, котлов итрубопроводов

[11] Строительные нормы иправила

СНиП 2.05.06-85*

Магистральные газопроводы

[12] В.А. Якубович Вибрационная диагностика трубопроводовкомпрессорных станций. - М.: Недра, 2004


72




[13] Рекомендации ОАО«Газпром»

Р 51-31323949-42-99

Рекомендации по оценкеработоспособности дефектныхучастков газопроводов

[14] Рекомендации по оценке прочности и устойчивостиэксплуатируемых магистральных трубопроводов итрубопроводов компрессорных станций (утверждены ОАО«Газпром» 24 ноября 2006 г.)

[15] Правила аттестацииГосгортехнадзора

России

ПБ 03-440-02

Правила аттестации персонала вобласти неразрушающего контроля

[16] Санитарно-эпидемиологическиеправила

СП 2.2.1.1312-03

Гигиенические требования кпроектированию вновь строящихся иреконструируемых промышленныхпредприятий

[17] Правила по охранетруда Минтруда

России и МинэнергоРоссии

ПОТ РМ-016-2001, РД153-34.0-03.150-00

Межотраслевые правила по охранетруда (правила безопасности) приэксплуатации электроустановок

[18] Правила по охранетруда Минтруда

России

ПОТ Р М-012-2000

Межотраслевые правила по охранетруда при работе на высоте


73






[19] Правила безопасности при эксплуатации магистральныхгазопроводов (утверждены Министерством газовойпромышленности СССР 16 марта 1984 г.)


России

ПБ 03-517-02

Общие правила промышленнойбезопасности для организаций,осуществляющих деятельность вобласти промышленной безопасностиопасных производственных объектов -


России

ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной игазовой промышленности

[22] Инструкция по контролю толщин стенок отводов надземныхгазопроводов, технологической обвязки КС, ДКС, ГРС игребенок подводных переходов магистральных газопроводов(утверждена ОАО «Газпром» 13 июля 1998 г.)

[23] Правила устройства электроустановок. Глава 7.3.Электроустановки во взрывоопасных зонах (утвержденыМинэнерго СССР от 04 марта 1980 г.)

[24] Правила устройства электроустановок. Глава 7.4.Электроустановки в пожароопасных зонах (утвержденыМинэнерго СССР от 05 марта 1980 г.)

[25] Правила технической эксплуатации электроустановокпотребителей (утверждены Минэнерго России от 13 января2003 г. № 6)

[26] Правила и нормыГосатомэнергонадзорав атомной энергетике

СССР

Нормы расчета на прочностьоборудования и трубопроводоватомных энергетических установок


74







ПНАЭ Г-7-002-86

Ключевые слова: компрессорная станция, технологическийтрубопровод, оценка технического состояния, оценка срокабезопасной эксплуатации


75


СТО Газпром 2-2.3-328-2009complexdoc.ru/ntdpdf/531944/otsenka_tekhnicheskogo... · СТО...

Documents