СТО Газпром 2-2.3-523-2010

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  30  31  32  33  34  35  36  37  38  39  40  ..

 

 

 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОГНОЗИРОВАНИЮ И ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

КАК ЕДИНОГО ОБЪЕКТА


 

СТО Газпром 2-2.3-523-2010


 

Издание официальное


 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2011

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВЗАМЕН

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


 

Управлением по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


 

распоряжением ОАО «Газпром» от 15 ноября 2010 г.

№ 392


 

Рекомендации по прогнозированию и оценке технического состояния компрессорных станций как единого объекта (утверждены ОАО «Газпром» 28.12.2006)

 

 


 

© ОАО «Газпром», 2010

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2011


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»


 

II

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 2

  3. Термины, определения и сокращения 3

  4. Основные положения 5

  5. Методика расчета показателя технического состояния компрессорной станции 7

  6. Методика расчета показателя технического состояния функциональных систем компрессорной станции 10

    1. Расчет показателя технического состояния системы очистки газа 10

    2. Расчет показателя технического состояния системы компримирования газа 14

    3. Расчет показателя технического состояния системы охлаждения газа 16

    4. Расчет показателя технического состояния запорно-регулирующей арматуры 18

    5. Расчет показателя технического состояния трубопроводов технологических

      основного назначения 19

  7. Методика прогноза технического состояния компрессорной станции 24

Приложение А (справочное) Пример определения показателя технического

состояния компрессорной станции 31

Библиография 67


 

III

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью оценки и прогнозирования технического состояния компрессорной станции как единого объекта.

Разработка стандарта проводилась лабораторией диагностики и прогноза технического состояния трубопроводов и оборудования ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по договору от 24.08.2009

№ 1162-08-1 «Разработка нормативной документации по ремонту технологических трубопроводов газа компрессорных станций с применением муфтовых технологий и прогнозированию и оценке технического состояния компрессорной станции».

Разработка стандарта выполнена авторским коллективом в следующем составе: В.И. Городниченко, М.В. Чубунов, И.В. Халуева (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»); М.Е. Сидорочев, С.Ф. Жданов, В.Г. Рябчук, А.М. Почечуев (ОАО «Газпром»).


 

IV

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОГНОЗИРОВАНИЮ И ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

КАК ЕДИНОГО ОБЪЕКТА


 

image


 

Дата введения – 2011-08-12


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящий стандарт устанавливает методику оценки и прогноза технического состояния компрессорных и дожимных компрессорных станций ОАО «Газпром» как единого объекта на основе вычисления показателей технического состояния компрессорных цехов как составных частей компрессорных станций, выполняющих основные технологические функции (очистку, компримирование, охлаждение и транспортировку газа) и включающих технологическое оборудование и трубопроводы.

    2. Настоящий стандарт предназначен:

      • для оценки технического состояния компрессорных цехов и компрессорных станций;

      • прогнозирования технического состояния компрессорных цехов и компрессорных станций;

      • ранжирования технологических трубопроводов и оборудования компрессорных станций по показателям технического состояния.

    3. Положения настоящего стандарта предназначены для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» при планировании технического диагностирования и ремонта компрессорных станций.


       

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 27.310-95 Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности

    отказов. Основные положения


     

    image

    Издание официальное


     

    1

    ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

    ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

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

    СТО Газпром 2-2.1-249-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Магистральные газопроводы

    СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. Часть II

    СТО Газпром 2-2.3-324-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Диагностическое виброобследование технологических трубопроводов компрессорных цехов с центробежными нагнетателями. Нормы оценки и методы проведения работ

    СТО Газпром 2-2.3-328-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций

    СТО Газпром 2-2.3-407-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по отбраковке и ремонту технологических трубопроводов газа компрессорных станций

    СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

    СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2-4.1-406-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика оценки ресурса запорно-регулирующей арматуры магистральных газопроводов

    Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


     


     

    2

  3. Термины, определения и сокращения


     

    1. В настоящем стандарте применены термины в соответствии с ГОСТ 27.002, ГОСТ 20911 и СТО Газпром 2-3.5-051, а также следующие термины с соответствующими определениями:

      1. давление рабочее (нормативное): Устанавливаемое проектом наибольшее избыточное внутреннее давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации газопровода.


         

        3.1.2 дефект: Каждое отдельное несоответствие продукции (труб, сварных соединений)

        требованиям, установленным нормативной документацией. [СТО Газпром 2-2.3-137-2007, пункт 3.1.7]

         


         

        3.1.3 катушка: Часть трубы, ввариваемая в газопровод с помощью двух кольцевых стыков

        либо вырезаемая из газопровода.

        [СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.12]

         


         

        3.1.4 отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.

        [ГОСТ 27.002-89, термин 3.3]

         


         

        3.1.5 отнулевой цикл: Цикл изменения циклической нагрузки от нулевого значения до

        максимального и вновь до нулевого значения. [СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.22]

         

        3.1.6 поврежденность: Функция времени эксплуатации, характеризующая процесс накопления повреждений или снижения производительности элемента, значение ноль которой соответствует началу эксплуатации, а единица – моменту достижения предельного состояния.


         

        3.1.7 предельное состояние: Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуа-

        тация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

        [ГОСТ 27.002-89, термин 2.5]

         


         

        3.1.8 прогнозирование технического состояния: Определение технического состояния

        объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени. [ГОСТ 20911-89, термин 8]

         


         

        3.1.9 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособ-

        ности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей. [ГОСТ 18322-78, термин 2]

         


         

        3


         

        3.1.10 ресурс: Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее воз-

        обновления после ремонта до перехода в предельное состояние. [ГОСТ 27.002-89, термин 4.5]

         


         

        3.1.11 система: Совокупность элементов, объединенных конструкционно и/или функ-

        ционально для выполнения некоторых требуемых функций. [ГОСТ 27.310-95, пункт 3.2]

         


         

        3.1.12 срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуа-

        тации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние. [ГОСТ 27.002-89, термин 4.6]

         


         

        3.1.13 технический объект (объект): Любое изделие (устройство, подсистема, функцио-

        нальная единица или система), которое можно рассматривать в отдельности. [ГОСТ 27.310-95, пункт 3.12]

         


         

        3.1.14 техническое состояние объекта: Состояние, которое характеризуется в опреде-

        ленный момент времени, при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект.

        [ГОСТ 20911-89, термин 2]

         


         

        3.1.15 трубопроводы технологические (основного назначения): Трубопроводы, предназна-

        ченные для транспортировки газа в пределах промплощадки объекта (компрессорная станция, станция охлаждения газа, газоизмерительная станция, газораспределительная станция) для выполнения основных технологических процессов (очистки, компримирования, охлаждения, измерения, редуцирования и т.д.).

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.42]

         


         

        3.1.16 элемент: Составная часть технического объекта, рассматриваемая при проведении

        анализа как единое целое, не подлежащее дальнейшему разукрупнению. [ГОСТ 27.310-95, пункт 3.1]

         


         

        3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения: АВО – аппарат воздушного охлаждения;

        ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГТУ – газотурбинная установка;

        ЗРА – запорно-регулирующая арматура;


         


         

        4

        КС – компрессорная станция; КЦ – компрессорный цех; ПУ – пылеуловитель;

        ТПО – трубопроводы обвязки; ФС – фильтр-сепаратор;

        ЦБН – центробежный нагнетатель; ЭХЗ – электрохимическая защита.


         

  4. Основные положения


     

    1. Результаты технического диагностирования объектов КС (трубопроводов, оборудования, систем) выражают единым количественным показателем технического состояния КС.

    2. Показатели технического состояния интегрально учитывают техническое состояние объекта, его наработку, снижение функциональных возможностей, частоту отказов и предназначены для прогнозирования момента наступления предельного состояния, а также для сравнения (ранжирования) объектов одного функционального назначения. При сравнении двух объектов одного функционального назначения полагают, что техническое состояние хуже у того объекта, у которого показатель выше.

      Примечание – Более высокий показатель технического состояния объекта по сравнению с другим объектом аналогичного применения означает, что у него хуже интегральная оценка сочетания отношения наработки к назначенному ресурсу, снижения функциональных возможностей и частоты отказов. Значение показателя, близкое к единице, означает, что либо объект близок к исчерпанию назначенного ресурса, либо технические характеристики объекта (например, перепад давления на входе и выходе ПУ) снизились до предельно допустимых значений, либо велико значение частоты отказов.

    3. Численное значение показателя технического состояния КС используют для выполнения работ, перечисленных в 1.2. При сравнении двух КС полагают, что техническое состояние лучше у той, у которой показатель меньше. При равенстве показателей необходим детальный анализ с использованием показателей технического состояния составляющих КС подсистем и элементов.

    4. Показатель технического состояния КС вычисляют на основе значений показателей технического состояния КЦ.

    5. Показатель технического состояния КЦ вычисляют на основе расчета показателей технического состояния функциональных систем, непосредственно участвующих в процессе транспортировки газа.

    6. Показатель технического состояния функциональных систем КЦ вычисляют на основе значений показателей технического состояния элементов, входящих в состав этих функциональных систем (оборудование, части оборудования, технические объекты).

      5

    7. Показатели технического состояния элементов функциональных систем КЦ определяют по результатам технического диагностирования, выполняемого специализированными организациями в соответствии с нормативными документами, разработанными для каждого типа оборудования КС.

    8. Величина показателя технического состояния объекта расположена в диапазоне от нуля до единицы. Нулевое значение показателя соответствует бездефектному объекту в начале эксплуатации, находящемуся в исправном работоспособном состоянии. Значение показателя, равное единице, соответствует достижению предельного состояния объекта. Величина показателя технического состояния объекта возрастает в процессе эксплуатации и может уменьшаться в результате ремонта или замены объекта или его частей.

    9. При вычислении значений показателей технического состояния объектов КС учитывают длительность их эксплуатации, данные об отказах, результаты технического диагностирования, информацию о ремонтах и замене оборудования.

    10. Для учета изменения показателя технического состояния выделяют две группы объектов. К первой группе относят объекты, эксплуатируемые до достижения назначенного ресурса, после чего объект должен быть выведен из эксплуатации независимо от его технического состояния либо должен быть проведен комплекс работ для обоснования возможности продления ресурса. Такие объекты подлежат периодическому техническому диагностированию, на основании которого принимают решение о возможности дальнейшей их эксплуатации. Критерии вывода из эксплуатации определены в соответствующих нормативных документах. К таким объектам относят сосуды, работающие под давлением (корпуса ПУ, ФС), приводы и нагнетатели ГПА, АВО газа, ЗРА. Ко второй группе относят восстанавливаемые объекты, эксплуатируемые по техническому состоянию, например, трубопроводы.

    11. Прогноз изменения показателя технического состояния КС или КЦ выполняют, определяя его значения на заданный момент времени и применяя линейную экстраполяцию результатов технических диагностирований объектов и изменения факторов, учитываемых при оценке показателя технического состояния.

    12. Для прогноза технического состояния КС на период до пяти лет (срок, в течение которого возможно не более одного продления ресурса) используют модель расчета показателя технического состояния объекта с назначенным ресурсом. Для прогноза на срок более пяти лет применяют аналитическую модель, учитывающую влияние ремонтных работ при продлении ресурса.


       

      6

  5. Методика расчета показателя технического состояния компрессорной станции

    1. Техническое состояние КС как единого объекта оценивают величиной показателя технического состояния КС PКС и вычисляют по формуле


       

      image

      где – индекс (номер КЦ);

      PКЦ k – показатель технического состояния КЦ;

      image

      k – весовой коэффициент, вычисляемый по формуле

      (5.1)


       

      (5.2)


       

      где pk – рабочее давление КЦ;

      Dнk – наружный диаметр выходного шлейфа КЦ.

      Суммирования в формулах (5.1) и (5.2) проводят по всем КЦ на КС.

      Пример вычисления показателей технического состояния двух КС приведен в приложении А.

    2. Если КЦ выведен в ремонт или на реконструкцию, то величину показателя его технического состояния принимают равной единице. В иных случаях техническое состояние КЦ оценивают на основе определения технического состояния объектов, непосредственно участвующих в транспортировке газа.

    3. Для определения показателя технического состояния КЦ используют типовые схемы основного потока газа, приведенные на рисунках 1 и 2, или подобные им, более соответствующие технологической схеме конкретного рассматриваемого КЦ.

    4. В соответствии со схемами, приведенными на рисунках 1 и 2, в составе КЦ выделяют следующие функциональные системы, для которых проводят вычисления показателей технического состояния:

      • система очистки газа;

      • система компримирования газа;

      • система охлаждения газа;

      • ЗРА;

      • трубопроводы технологические основного назначения.

        К трубопроводам технологическим основного назначения относят входные и выходные шлейфы, входные и выходные коллекторы ПУ и ФС, ГПА и АВО газа, трубопроводы, соеди-


         

        7

        няющие коллекторы, межцеховые перемычки. Каждую половину межцеховых перемычек относят к близлежащему КЦ.


         

        image

        9

        2 3 4 6 7 8


         

        10 11 12


         

        13

        14 15 16


         

        1 5 5 5 17


         


         

        1 – входной шлейф; 2 – входной коллектор ПУ; 3 – ПУ, 4 – выходной коллектор ПУ; 5 – трубопроводы между коллекторами; 6 – входной коллектор ФС; 7 – ФС,

        8 – выходной коллектор ФС; 9 – межцеховая перемычка; 10– входной коллектор ГПА; 11 – ГПА; 12 – выходной коллектор ГПА; 13 – межцеховая перемычка;

        14 – входной коллектор АВО газа; 15 – АВО газа; 16 – выходной коллектор АВО газа; 17 – выходной шлейф


         

        Рисунок 1 – Схема движения газа в пределах КЦ при групповой компоновке аппаратов очистки и АВО газа


         

        image

        3 8


         

        4 5 6 7 9


         

        1 10


         


         

        1 – входной шлейф; 2 – входной коллектор; 3 – межцеховая перемычка; 4 – ПУ; 5 – ФС; 6 – ГПА; 7 – АВО газа; 8 – межцеховая перемычка;

        9 – выходной коллектор; 10 – выходной шлейф


         

        Рисунок 2 – Схема движения газа в пределах КЦ при индивидуальной (поаппаратной) компоновке аппаратов очистки и АВО газа


         

        ТПО ПУ, ФС, ГПА и АВО газа относят к системам очистки, компримирования и охлаждения технологического газа. К ТПО относят трубопроводы от входных/выходных фланцев ПУ, ГПА и АВО газа до соответствующих входных/выходных подземных коллекторов.

        image

    5. Показатель технического состояния КЦ PКЦ, эквивалентная схема которого представлена на рисунке 1, вычисляют по формуле


       


       

      где PОЧ – показатель технического состояния системы очистки газа;

      (5.3)


       


       

      8

      PСЖ – показатель технического состояния системы компримирования газа;

      PОХ – показатель технического состояния системы охлаждения газа;

      PТ – показатель технического состояния трубопроводов (за исключением ТПО ПУ, ФС, ГПА и АВО газа);

      PА – показатель технического состояния ЗРА;

      аОЧаСЖаОХаТаА – весовые коэффициенты, значения которых приведены в таблице 1.

      Таблица 1 – Весовые коэффициенты, используемые при вычислении показателя технического состояния КЦ при групповой компоновке аппаратов очистки газа и АВО газа


       

      Обозначение весового коэффициента

      Значение весового коэффициента

      аОЧ

      0,10

      аСЖ

      0,40

      аОХ

      0,10

      аТ

      0,30

      аА

      0,10

      Примечание – Сумма величин весовых коэффициентов равна единице. Значения весовых коэффициентов могут корректироваться путем внесения изменений в стандарт в установленном порядке.


       

    6. Показатель технического состояния КЦ PКЦ, эквивалентная схема которого представлена на рисунке 2, вычисляют по формуле

      image (5.4)

      где PОСО – показатель технического состояния совокупности систем очистки, компримирования и охлаждения газа;

      PТ – показатель технического состояния трубопроводов (за исключением ТПО ПУ, ФС, ГПА и АВО газа);

      PА – показатель технического состояния ЗРА;

      аОСОаТаА – весовые коэффициенты, значения которых приведены в таблице 2.

      Показатель технического состояния совокупности систем очистки, компримирования и охлаждения газа PОСО вычисляют по формуле

      image (5.5)

      где – индекс (номер ГПА);

      Wk – номинальная мощность ГПА;


       


       

      9

      PОСО,k – показатель технического состояния совокупности систем очистки, компримирования и охлаждения газа ГПА, который вычисляют по формуле

      image (5.6)

      где PОЧ,k – показатель технического состояния системы очистки газа;

      PОЖ,k – показатель технического состояния системы компримирования газа;

      PОХ,k – показатель технического состояния системы охлаждения газа;

      аОЧаСЖаОХ – весовые коэффициенты, значения которых приведены в таблице 2.

      Таблица 2 – Весовые коэффициенты, используемые при вычислении показателя технического состояния КЦ при индивидуальной (поаппаратной) компоновке аппаратов очистки газа и АВО газа


       

      Обозначение весового коэффициента

      Значение весового коэффициента

      аОЧ

      0,17

      аСЖ

      0,66

      аОХ

      0,17

      аТ

      0,30

      аА

      0,10

      аОСО

      0,60

      Примечание – Суммы величин весовых коэффициентов аОСОаТаА, а также аОЧаСЖаОХ

      равны единице. Значения весовых коэффициентов могут корректироваться путем внесения изменений в стандарт в установленном порядке.


       

  6. Методика расчета показателя технического состояния функциональных систем компрессорной станции


     

    1. Расчет показателя технического состояния системы очистки газа

      1. Система очистки газа включает корпуса и ТПО ПУ и ФС.

      2. Техническое состояние ПУ и ФС, а также возможность продления срока их безопасной эксплуатации определяют при проведении работ в соответствии с Порядком [1], ПБ 03-584-03 [2], ПБ 03-576-03 [3], РД 03-421-01 [4] и Методикой [5]. Величины продления ресурса Tk, данные об отказах и ограничения на перепады давления на входе и выходе используют для определения показателей технического состояния корпусов ПУ и ФС. Техническое состояние ТПО ПУ и ФС определяют в соответствии с 6.5.


         

        10

      3. Для КЦ, эквивалентная схема которого представлена на рисунке 1, показатель тех-

        image

        нического состояния системы очистки газа PОЧ при двухступенчатой системе очистки газа вычисляют по формуле


         


         

        где PПУ – показатель технического состояния группы ПУ; PФС – показатель технического состояния группы ФС; аПУ = 0,7 и аФС = 0,3 – весовые коэффициенты.

        При одноступенчатой схеме очистки газа полагают, что PОЧ PПУ.

      4. Показатель технического состояния группы ПУ PПУ вычисляют по формуле


         

        image

        где – количество ПУ в цехе;

        – индекс (номер ПУ);

        PПУ,k – показатель технического состояния ПУ.

      5. Показатель технического состояния ПУ PПУ,k вычисляют по формуле

        (6.1)


         

        (6.2)


         

        image

        (6.3)


         

        где PТПУ,k – показатель технического состояния ТПО ПУ, вычисляемый в соответствии с 6.5;

        PКПУ,k – показатель технического состояния корпуса ПУ;

        аТПУ = 0,3 и аКПУ = 0,7 – весовые коэффициенты.

      6. Показатель технического состояния корпуса ПУ PКПУ,k вычисляют по формуле

        image (6.4)

        где – наработка ПУ с начала его эксплуатации, лет;

        – суммарный назначенный ресурс ПУ с учетом всех продлений на момент определения наработки, лет;

        Δ– перепад давления на входе и выходе ПУ, МПа;

        Δpн – максимально допустимый по ТУ или технической документации завода-изготовителя перепад давления на входе и выходе ПУ, МПа;


         


         

        11

        image

        Nэ – приведенная частота отказов, вычисляемая по формуле


         

        (6.5)


         

        где N1N2N3 – количество отказов ПУ, повлекших останов эксплуатации и ремонт корпуса

        или замену фильтрующих элементов, соответственно за последний, предпоследний и за третий до рассматриваемого момента год эксплуатации.

        Если величина Δпревышает Δpн, то полагают PКПУ,k = 1.

        Суммарный назначенный ресурс ПУ с учетом всех продлений вычисляют по формуле

        image (6.6)

        где Tн – назначенный ресурс, лет;

        Tk – величина по счету продления ресурса, лет.

      7. Назначенный ресурс (срок службы) ПУ Тн устанавливают по документации завода-изготовителя либо по данным аналогичных аппаратов, а при отсутствии аналогов полагают

        равным 20 годам. Величину по счету продления ресурса (срока службы) Тн определяют в со-

        ответствии с РД 03-421-01 [4], минимальное значение полагают равным пяти годам, а максимальное – 10 годам.

      8. Показатель технического состояния группы ФС PФС вычисляют по формуле

        image (6.7)

        где – количество ФС в КЦ;

        – индекс (номер ФС);

        PФС,k – показатель технического состояния ФС.

      9. Показатель технического состояния ФС PФС,k вычисляют по формуле

        image (6.8)

        где PТФС,k – показатель технического состояния ТПО ФС, вычисляемый в соответствии с 6.5;

        PКФС,k – показатель технического состояния корпуса ФС;

        аТФС = 0,3 и аКФС = 0,7 – весовые коэффициенты.

      10. Показатель технического состояния корпуса ФС PКФС,k вычисляют по формуле

        image (6.9)

        где – наработка ФС с начала его эксплуатации, лет;


         

        12

        – суммарный назначенный ресурс ФС с учетом всех продлений на момент определения наработки, лет;

        Δ– перепад давления на входе и выходе ФС, МПа;

        Δpн – максимально допустимый по ТУ или технической документации завода-изготовителя перепад давления на входе и выходе ФС, МПа;

        Nэ – приведенная частота отказов, вычисляемая по формуле

        image (6.10)

        где N1N2N– количество отказов ФС, повлекших останов эксплуатации и ремонт корпуса или замену фильтрующих элементов, соответственно за последний, предпоследний и за третий до рассматриваемого момента год эксплуатации.

        Если величина Δпревышает Δpн, то полагают PКФС,k = 1.

        Суммарный назначенный ресурс ФС с учетом всех продлений вычисляют по формуле

        image (6.11)

        где Tн – назначенный ресурс, лет;

        Tk – величина по счету продления ресурса, лет.

      11. Назначенный ресурс (срок службы) ФС Тн устанавливают по документации завода-изготовителя либо по данным аналогичных аппаратов, а при отсутствии аналогов полагают

        равным 20 годам. Величину по счету продления ресурса (срока службы) Тн определяют в со-

        ответствии с РД 03-421-01 [4], минимальное значение полагают равным пяти годам, а максимальное – 10 годам.

      12. Для КЦ, эквивалентная схема которого представлена на рисунке 2, показатель

технического состояния системы очистки газа ГПА PОЧ,k при двухступенчатой системе очистки газа вычисляют по формуле

image (6.12)

где PПУ,k – показатель технического состояния ПУ, вычисляемый в соответствии с 6.1.5–6.1.7;

PФС,k – показатель технического состояния ФС, вычисляемый в соответствии с 6.1.9–6.1.11;

аПУ = 0,7 и аФС = 0,3 – весовые коэффициенты.

При одноступенчатой схеме очистки газа полагают PОЧ,k PПУ,k.


 

13

    1. Расчет показателя технического состояния системы компримирования газа

      1. Система компримирования газа включает установленные в КЦ ГПА, в состав которых входят нагнетатель ГПА, привод ГПА и ТПО ГПА.

      2. Техническое состояние нагнетателей ГПА и приводов ГПА, а также возможность продления срока их безопасной эксплуатации определяют при проведении работ в соответствии с нормативными документами, разработанными для каждого типа нагнетателей и приводов, например Р Газпром 2-2.3-282-2008 [6] и Р Газпром 2-2.3-283-2008 [7]. Для определения показателей технического состояния нагнетателей и приводов используют величины продления ресурса, данные об отказах механических частей и коэффициенты технического состояния. Техническое состояние ТПО ГПА определяют в соответствии с 6.5.

      3. Для КЦ, эквивалентная схема которого представлена на рисунке 1, показатель технического состояния системы компримирования газа PСЖ вычисляют по формуле

        image (6.13)

        где – индекс (номер ГПА );

        PСЖ,k – показатель технического состояния ГПА;

        Wk – номинальная мощность ГПА.

      4. Показатель технического состояния ГПА PСЖ,k вычисляют по формуле

        image (6.14)

        где PПСЖ,k – показатель технического состояния привода ГПА;

        PНСЖ,k – показатель технического состояния нагнетателя ГПА;

        PТСЖ,k – показатель технического состояния ТПО ГПА, вычисляемый в соответствии

        с 6.5;


         

        аТСЖ = 0,4; аНСЖ = 0,4 и аТСЖ = 0,2 – весовые коэффициенты.

        image

      5. Показатель технического состояния привода ГПА PПСЖ,k вычисляют по формуле


         

        (6.15)


         

        где – наработка привода с начала его эксплуатации, ч;

        – суммарный назначенный ресурс привода с учетом всех продлений на момент определения наработки, ч;

        KN – коэффициент технического состояния ГТУ (по мощности), определяемый в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051 (приложение Д);


         

        14

        image

        Nэ – приведенная частота отказов, вычисляемая по формуле


         

        (6.16)


         

        где N1N2N3 – количество отказов механических частей соответственно за последний, предпоследний и за третий до рассматриваемого момента год эксплуатации.

      6. Показатель технического состояния нагнетателя ГПА PНСЖ,k вычисляют по формуле

        image (6.17)

        где – наработка нагнетателя с начала его эксплуатации, ч;

        – суммарный назначенный ресурс нагнетателя с учетом всех продлений на момент определения наработки, ч;

        Kн – коэффициент технического состояния ЦБН, определяемый в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051 (приложение И);

        Nэ – приведенная частота отказов, вычисляемая по формуле

        image (6.18)

        где N1N2N3 – количество отказов механических частей соответственно за последний, предпоследний и за третий до рассматриваемого момента год эксплуатации.

        Суммарный назначенный ресурс как привода, так и нагнетателя с учетом всех продлений

        image

        вычисляют по формуле


         


         

        где Tн – назначенный ресурс, ч;

        Tk – величина по счету продления ресурса, ч.

        (6.19)

      7. Назначенный ресурс (срок службы) привода и нагнетателя устанавливают по

        документации завода-изготовителя. Величину по счету продления ресурса (срока службы) Тн определяют в соответствии с нормативными документами, разработанными для данных типов приводов и нагнетателей.

      8. Для КЦ, эквивалентная схема которого представлена на рисунке 2, показатель технического состояния системы компримирования газа ГПА PСЖ,k вычисляют в соответствии с 6.2.4 и 6.2.5.


 


 

15

    1. Расчет показателя технического состояния системы охлаждения газа

      1. При вычислении показателя технического состояния системы охлаждения газа учитывают следующие элементы:

        • теплообменные секции;

        • ТПО;

        • вентиляторы.

      2. Техническое состояние АВО газа и возможность продления срока безопасной эксплуатации определяют при проведении работ в соответствии с Порядком [1] , ПБ 03-584-03 [2], ПБ 03-576-03 [3], Р Газпром 2-2.3-398-2009 [8]. Техническое состояние ТПО АВО газа определяют в соответствии с 6.5.

      3. Для КЦ, эквивалентная схема которого представлена на рисунке 1, показатель технического состояния группы секций АВО газа РОХ вычисляют по формуле

        image (6.20)

        где – количество секций АВО газа в цехе;

        – индекс (номер секции АВО газа);

        PОХ,k – показатель технического состояния секции АВО газа.

      4. Показатель технического состояния секции АВО газа PОХ,k вычисляют по формуле

        image (6.21)

        где PТОХ,k – показатель технического состояния ТПО секции АВО газа, вычисляемый в соответствии с 6.5;

        PКОХ,k – показатель технического состояния тепловыделяющего элемента секции АВО

        газа;


         

        PВОХ,k – показатель технического состояния вентиляторов секции АВО газа;

        аТОХ = 0,2; аКОХ = 0,5 и аВОХ = 0,3 – весовые коэффициенты.

      5. Показатель технического состояния тепловыделяющего элемента секции

        image

        АВО газа PКОХ,k вычисляют по формуле


         

        (6.22)


         

        где – наработка секции АВО газа с начала эксплуатации, лет;

        – суммарный назначенный ресурс секции АВО газа с учетом всех продлений на момент определения наработки, лет;


         


         

        16

        Δ– перепад давления на входе и выходе секции АВО газа, МПа;

        Δpн – максимально допустимый по ТУ или технической документации завода-изготовителя перепад давления на входе и выходе секции АВО газа, МПа;

        Δ– фактическая разность температур на входе и выходе секции АВО газа, C;

        ΔTн – расчетная (проектная) разность температур на входе и выходе секции АВО газа, C. Если величина Δпревышает Δpн, то полагают PКОХ,k.

        Если величина Δпревышает ΔTн, то полагают ΔΔTн.

        Суммарный назначенный ресурс секции АВО газа с учетом всех продлений вычисляют по формуле

        image (6.23)

        где Tн – назначенный ресурс, установленный заводом-изготовителем или экспертной организацией, лет, при отсутствии данных полагают Tэ = 60;

        Tk – величина по счету продления ресурса, лет.

      6. Показатель технического состояния вентиляторов секции АВО газа PВОХ,k

        вычисляют по формуле

        image (6.24)

        где Nk – количество вентиляторов в секции АВО газа в цехе;

        – индекс (номер секции АВО газа);

        – индекс (номер вентилятора в секции АВО газа);

        PВОХ,km – показатель технического состояния вентилятора в секции АВО газа.

      7. Показатель технического состояния вентилятора в секции АВО газа PВОХ,km

        вычисляют по формуле

        image (6.25)

        где – наработка вентилятора с начала его эксплуатации, лет;

        Tв – назначенный заводом-изготовителем ресурс электродвигателя вентилятора, лет, при отсутствии данных полагают Tв = 12.

        Если величина PВОХ,km работоспособного вентилятора превышает 0,95, то полагают

        PВОХ,km = 0,95. Для неработоспособного вентилятора полагают PВОХ,km = 1.

      8. Для КЦ, эквивалентная схема которого представлена на рисунке 2, показатель

технического состояния системы охлаждения газа ГПА PОХ,k вычисляют в соответствии с 6.3.4 и 6.3.5.


 

17

    1. Расчет показателя технического состояния запорно-регулирующей арматуры

      1. При расчете технического состояния ЗРА учитывают все установленные в КЦ и предназначенные для регулирования потока технологического газа запорные краны, клапаны и задвижки, регулирующие краны и клапаны, предохранительные клапаны, быстросъемные затворы, обратные затворы.

      2. Техническое состояние ЗРА и возможность продления срока безопасной эксплуатации определяют в соответствии с СТО Газпром 2-4.1-212 и СТО Газпром 2-4.1-406.

      3. Показатель технического состояния ЗРА РА вычисляют по формуле

        image (6.26)

        где – количество запорно-регулирующей арматуры в цехе;

        – индекс (номер арматуры);

        РА,k – показатель технического состояния арматуры.

      4. Показатель технического состояния арматуры РА,k вычисляют по формуле

        image (6.27)

        где – наработка арматуры с начала эксплуатации, цикл;

        – суммарный назначенный ресурс арматуры с учетом всех продлений на момент определения наработки, цикл;

        N1N2N3 – количество отказов арматуры, определяемых в соответствии с СТО Газ-

        пром 2-4.1-212, за последний, предпоследний и за третий до рассматриваемого момента год эксплуатации.

        Суммарный назначенный ресурс арматуры с учетом всех продлений вычисляют по формуле

        image (6.28)

        где Tн – назначенный ресурс, цикл;

        Tk – величина по счету продления ресурса, цикл.

      5. Назначенный ресурс (срок службы) арматуры Tн устанавливают по документации

завода-изготовителя либо по данным аналогичной арматуры, а при отсутствии аналогов принимают в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-4.1-212. Величину по счету продления ресурса

(срока службы) Tн определяют в соответствии с указаниями СТО Газпром 2-4.1-406, максимальное значение полагают равным числу циклов, соответствующему семи годам эксплуатации.


 

18

    1. Расчет показателя технического состояния трубопроводов технологических основного назначения

      1. Для вычисления показателя технического состояния трубопровода его делят на участки, эксплуатируемые примерно в равные сроки и в одинаковых условиях (одинаковые наружный диаметр и толщина стенки трубы, рабочее давление, механические характеристики материала трубы, защищенность трубы средствами ЭХЗ и изоляционным покрытием). Показатель технического состояния трубопровода РТ вычисляют по формуле

        image (6.29)

        где РТ,k – показатель технического состояния участка трубопровода;

        Lk – длина участка трубопровода, м;

        L – суммарная длина трубопровода, м.

      2. Показатель технического состояния участка трубопровода учитывает следующие факторы:

        • состояние изоляционного покрытия;

        • защищенность средствами ЭХЗ;

        • влияние переменных нагрузок;

        • вибросостояние;

        • повышенный уровень напряжений вследствие отклонения оси трубопровода от проектного положения;

        • наличие и степень опасности дефектов трубы;

        • наличие и степень опасности дефектов кольцевых сварных швов.

      3. Влияние дефектов на техническое состояние труб определяют в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-328 и СТО Газпром 2-2.3-407.

      4. Показатель технического состояния участка трубопровода РТ,k вычисляют по формуле

        image (6.30)

        где Pд,k – показатель, учитывающий наличие дефектов труб и соединительных деталей; Pш,k – показатель, учитывающий наличие дефектов кольцевых сварных соединений; Pн,k – показатель, учитывающий повышенный уровень напряжений вследствие откло-

        нения оси трубопровода от проектного положения;

        Pиз,k – показатель, учитывающий состояние изоляционного покрытия и защищенность средствами ЭХЗ;


         

        19

        Pв,k – показатель, учитывающий вибросостояние трубопровода;

        Ру,– показатель, учитывающий влияние переменных нагрузок (этот показатель с увеличением срока эксплуатации может только возрастать);

        аиз = 0,3, bш,k = 0,5, bиз,k = 0,3 – весовые коэффициенты. Если РТ,k превышает единицу, то полагают РТ,k = 1.

        При определении показателя технического состояния участка трубопровода РТ,k после

        выполненного ремонта не учитывают вклад отремонтированных или восстановленных элементов, за исключением отремонтированных контролируемой шлифовкой.

      5. Показатель Pд,k, учитывающий наличие дефектов на трубах и соединительных деталях, вычисляют по формуле

        image (6.31)

        где Pдm,k – показатель дефектности трубы или соединительной детали;

        Nтp,k – общее количество труб и соединительных деталей на участке трубопровода.

        Для труб полагают Pдm,= 1, если дефекты на трубе в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-407 требуют ремонта заменой катушки. Pдm,= 0,5, если дефекты на трубе в соответствии с СТО Газ-

        пром 2-2.3-407 требуют ремонта муфтой. Если дефекты на трубе в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-407 требуют ремонта контролируемой шлифовкой, то

        image (6.32)

        где dmax – максимальная глубина дефекта или сошлифованной зоны на трубе, мм;

        – толщина стенки трубы, мм.

        При отсутствии данных о глубинах сошлифованных зон полагают Pдm,k = 0,1. Если труба не имеет дефектов, то принимают Pдm,k = 0.

        Для соединительных деталей Pдm,k = 1, если дефект недопустим в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя или нормативными документами ОАО «Газпром».

        Pдm,k = 0,5, если дефект допустим в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя или нормативными документами ОАО «Газпром». Pдm,k = 0, если соединительная деталь не имеет дефектов.

        При вычислении величины показателя Pд,k, учитывающего наличие дефектов на трубах

        и соединительных деталях, после проведенного ремонта в показателе дефектности отремонтированной трубы или соединительной детали Pдm,k учитывают лишь вклад сошлифованных зон.


         

        20

      6. Показатель Pш,k, учитывающий наличие дефектов кольцевых сварных соединений, вычисляют по формуле

        image (6.33)

        где Pшm,k – показатель дефектности кольцевого сварного соединения;

        Nтp,k – количество труб на участке трубопровода, шт.

        Показатель Pшm,k вычисляют по формуле

        image (6.34)

        где Дш,k – суммарная протяженность дефектов в кольцевом сварном соединении, мм;

        Dн,k – наружный диаметр трубы, мм.

        Если Pшm,k больше единицы, то полагают Pшm,k = 1.

      7. Показатель Pн,k, учитывающий повышенный уровень напряжений вследствие отклонения оси трубопровода от проектного положения, вычисляют по формуле

        image (6.35)

        где Nн,k – количество труб, у которых смещения опор, прогибы или уклоны превышают нормированные значения;

        Nтp,k – количество труб на участке трубопровода, шт.

      8. Показатель Pиз, учитывающий состояние изоляционного покрытия и защищенность средствами ЭХЗ, вычисляют по формуле

        image (6.36)

        где Nиз,k – количество труб, у которых не выполняются соответствующие условия для изоляционного покрытия и средств ЭХЗ;

        Nтp,k – количество труб на участке трубопровода, штук.

        При подсчете Nиз,k для труб с битумным покрытием учитывают лишь трубы с неудовле-

        творительным состоянием защищенности средствами ЭХЗ и неудовлетворительным состоянием изоляционного покрытия одновременно, а для труб с пленочным покрытием учитывают трубы с неудовлетворительным состоянием защищенности средствами ЭХЗ или неудовлетворительным состоянием изоляционного покрытия.


         

        21

        Состояние защищенности средствами ЭХЗ участка трубопровода считают удовлетворительным, если величина защитных потенциалов – не менее требуемых значений согласно ГОСТ Р 51164.

        В соответствии с ВРД 39-1.10-026 [9] состояние изоляционного покрытия считают неудовлетворительным, если интегральная величина сопротивления изоляционного покрытия меньше 500 Ом·м2.

      9. Показатель Pв,k, учитывающий вибросостояние трубопровода, вычисляют по формуле

        image (6.37)

        где Nв,k – количество труб, у которых в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-328 вибрации относят к зонам С или D;

        Nтp,k – количество труб на участке трубопровода, шт.

        Примечание – Измерения вибросостояния трубопроводов проводят в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-324.

      10. Показатель, учитывающий влияние переменных нагрузок за время эксплуатации

Ру,k вычисляют по формуле

image

(6.38)


 

где dу,– поврежденность участка трубопровода, накопленная за год эксплуатации;

tэ,k – время эксплуатации участка трубопровода, лет. Если Ру,k превышает единицу, то полагают Ру,k = 1.

Поврежденность от действия переменных нагрузок за год эксплуатации участка трубопровода dу,k вычисляют по формуле

image (6.39)

где э,k – кольцевые напряжения эквивалентного отнулевого цикла, МПа;

my и – коэффициенты кривой усталости, значения которых равны соответственно 3,0 и 11,4.

Для вычисления поврежденности от действия переменных нагрузок за год эксплуатации

dу,k используют типизированный режим нагружения участка трубопровода внутренним давлением, отражающий переменные нагрузки газопровода. Типизированный режим нагружения состоит из N0 отнулевых циклов с максимальным экстремумом нагрузки, равным рабочему (нормативному) давлению. Для ТПО ГПА КЦ, эквивалентная схема которого представлена на рисунке 1, N0 = 32, для остальных трубопроводов N0 = 7. Для ТПО ПУ, ТПО ФС, ТПО ГПА,


 

22

ТПО АВО газа КЦ, эквивалентная схема которого представлена на рисунке 2, N0 = 32, для всех остальных трубопроводов N0 = 7.

Значение экстремума напряжений эквивалентного отнулевого цикла э,k вычисляют по

формуле

image (6.40)

где i,k – интенсивность напряжений в стенке трубы, МПа;

N0 – количество отнулевых циклов в типизированном режиме нагружения;

 – безразмерный коэффициент.

Примечание – Для подземной прокладки участков трубопровода полагают  = 0,3, для надземной прокладки участков трубопровода  = 0,5.

image

Величину интенсивности напряжений в стенке трубы i,k вычисляют по формуле


 


 

где кц,k – кольцевые напряжения, МПа;

пр,k – продольные напряжения, МПа.

Кольцевые напряжения кц,k вычисляют по формуле


 

image

где pн,k – рабочее (нормативное) давление, МПа;

Dн,k – наружный диаметр трубы, мм;

 – толщина стенки трубы, мм.

image

Продольные напряжения пр,k вычисляют по формуле

(6.41)


 

(6.42)


 

(6.43)


 

где μ – безразмерный коэффициент;

кц,k – кольцевые напряжения, МПа;

Е – модуль упругости стали для труб, равный 206000 МПа;

 – коэффициент линейного расширения стали для труб, равный 0,000012 град.-1;

Δ– расчетный температурный перепад, С.

Примечание – Для подземной прокладки участков трубопровода полагают μ = 0,3 и Δ= 30, для надземной прокладки участков трубопровода μ = 0,5 и Δ= 0.


 


 

23

  1. Методика прогноза технического состояния компрессорной станции


     

    1. Для определения показателя технического состояния КС на требуемый предстоящий момент времени формируют прогнозные значения показателей технического состояния элементов КС, затем в соответствии с формулами, приведенными в разделах 5 и 6, последовательно вычисляют прогнозные величины показателей технического состояния функциональных систем, КЦ и КС.

    2. Для определения показателя технического состояния элементов, имеющих назначенный ресурс, применяют формулы раздела 6, при использовании которых прогнозируют на требуемый момент времени наработку элемента, величину параметра, характеризующего функциональные возможности элемента, и частоту отказов.

      image

      1. Наработку элемента на предстоящий срок эксплуатации прогнозируют, используя линейную экстраполяцию значения наработки на момент последнего технического диагностирования. Прогнозируемую наработку элемента вычисляют по формуле


         


         

        где Tэ – срок эксплуатации элемента на момент прогноза;

        tд – наработка элемента на момент последнего технического диагностирования;

        (7.1)

        Tд – срок эксплуатации элемента на момент последнего технического диагностирования.

      2. Величину параметра, характеризующего функциональные возможности элемента, прогнозируют, используя экстраполяцию линейной зависимости величины параметра от времени эксплуатации, аппроксимирующей его измеренные значения. Величину параметра p, характеризующего функциональные возможности элемента, вычисляют по формуле

        image (7.2)

        где – наработка элемента на момент прогноза;

        и – коэффициенты, вычисляемые по формулам

        image (7.3)

        image (7.4)

        где – индекс (номер измерения параметра);


         

        24

        – количество измерений параметра;

        pk – значение параметра при измерении;

        tk – наработка элемента на момент измерения.

        Рекомендуется использовать по одному наиболее представительному значению параметра за каждый квартал эксплуатации и, дополнительно, значения непосредственно до и после ремонта, относящиеся к периоду от трех до пяти последних лет эксплуатации.

        Если определенная величина параметра превышает предельно допустимое значение [p], то полагают = [p].

        Если определенная величина параметра имеет отрицательное значение, то принимают

        = 0.


         

      3. При прогнозе показателей технического состояния частоту отказов элемента учи-

        тывают исходя из условия, что за 20 лет предстоящего периода эксплуатации приведенная частота отказов должна возрастать в два раза. Прогнозное значение приведенной частоты отказов Nэ вычисляют по формуле

        image (7.5)

        где Nэд – приведенная частота отказов, определенная на момент последнего технического диагностирования;

        – наработка элемента на момент прогноза;

        tд – наработка элемента на момент последнего технического диагностирования;

        tср – средняя наработка элемента за год эксплуатации.

      4. Прогнозное значение показателя технического состояния корпуса ПУ PКПУ,k для наработки, не превышающей назначенный ресурс, вычисляют по формуле

        image (7.6)

        где – прогнозное значение наработки ПУ с начала эксплуатации, лет;

        – суммарный назначенный ресурс ПУ с учетом всех продлений на момент определения наработки, лет, вычисляемый по формуле (6.6);

        Δ– прогнозное значение перепада давления на входе и выходе ПУ, МПа;

        Δpн – максимально допустимый по ТУ или технической документации завода-изготовителя перепад давления на входе и выходе ПУ, МПа;

        Nэ – прогнозное значение приведенной частоты отказов, вычисляемое в соответствии

        с 7.2.3.


         

        25

        Для наработки, превышающей назначенный ресурс, PКПУ,k вычисляют по формуле

        image (7.7)

        где Tн – назначенный заводом-изготовителем ресурс ПУ, лет.

        Прогнозное значение перепада давления на входе и выходе ПУ Δвычисляют в соответствии с 7.2.2, в котором в качестве полагают Δp.

      5. Прогнозное значение показателя технического состояния корпуса ФС PКФС,k

        для наработки, не превышающей назначенный ресурс, вычисляют по формуле

        image (7.8)

        где – прогнозное значение наработки ФС с начала эксплуатации, лет;

        – суммарный назначенный ресурс ФС с учетом всех продлений на момент определения наработки, лет, вычисляемый по формуле (6.11);

        Δ– прогнозное значение перепада давления на входе и выходе ФС, МПа;

        Δpн – максимально допустимый по ТУ или технической документации завода-изготовителя перепад давления на входе и выходе ФС, МПа;

        Nэ – прогнозное значение приведенной частоты отказов, вычисляемое в соответствии

        с 7.2.3.


         

        image

        Для наработки, превышающей назначенный ресурс, PКФС,k вычисляют по формуле


         

        (7.9)


         

        где Tн – назначенный заводом-изготовителем ресурс ФС, лет.

        Прогнозное значение перепада давления на входе и выходе ФС Δвычисляют в соответствии с 7.2.2, в котором в качестве полагают Δp.

      6. Прогнозное значение показателя технического состояния привода ГПА PПСЖ,k

        для наработки, не превышающей назначенный ресурс, вычисляют по формуле

        image (7.10)

        где – прогнозное значение наработки привода с начала эксплуатации, ч;


         


         

        26

        – суммарный назначенный ресурс привода с учетом всех продлений на момент определения наработки, ч, вычисляемый по формуле (6.6);

        KN – прогнозное значение коэффициента технического состояния ГТУ (по мощности), определяемого в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051 (приложение Д);

        Nэ – прогнозное значение приведенной частоты отказов, вычисляемое в соответствии

        с 7.2.3.


         

        image

        Для наработки, превышающей назначенный ресурс, PПСЖ,k вычисляют по формуле


         

        (7.11)


         

        где Tн – назначенный заводом-изготовителем ресурс привода, ч.

        Если величина KN превышает 1, то полагают KN = 1. Если величина KN имеет значение, меньшее 0,8, то полагают KN = 0,8.

      7. Прогнозное значение показателя технического состояния нагнетателя ГПА PНСЖ,k

        для наработки, не превышающей назначенный ресурс, вычисляют по формуле

        image (7.12)

        где – прогнозное значение наработки нагнетателя с начала эксплуатации, ч;

        – суммарный назначенный ресурс нагнетателя с учетом всех продлений на момент определения наработки, ч, вычисляемый по формуле (6.11);

        Kн – прогнозное значение коэффициента технического состояния ЦБН, определяемого в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051 (приложение И);

        Nэ – прогнозное значение приведенной частоты отказов, вычисляемое в соответствии

        с 7.2.3.


         

        image

        Для наработки, превышающей назначенный ресурс, PНСЖ,k вычисляют по формуле


         

        (7.13)


         

        где Tн – назначенный заводом-изготовителем ресурс нагнетателя, ч.

        Если величина Kн превышает 1, то полагают Kн = 1. Если величина Kн имеет значение, меньшее 0,75, то принимают Kн = 0,75.


         

        27

      8. Прогнозное значение показателя технического состояния тепловыделяющего эле-

        мента секции АВО газа PКОХ,k для наработки, не превышающей назначенный ресурс, вычисляют по формуле

        image (7.14)

        где – прогнозное значение наработки секции АВО газа с начала эксплуатации, лет;

        – суммарный назначенный ресурс секции АВО газа с учетом всех продлений на момент определения наработки, лет, вычисляемый по формуле (6.23);

        Δ– прогнозное значение перепада давления на входе и выходе секции АВО газа, МПа;

        Δpн – максимально допустимый по ТУ или технической документации завода-изготовителя перепад давления на входе и выходе секции АВО газа, МПа;

        Δ– прогнозное значение разности температур на входе и выходе секции АВО газа, C; ΔTн – расчетная (проектная) разность температур на входе и выходе секции АВО газа, C.

        Для наработки, превышающей назначенный ресурс, PКОХ,k вычисляют по формуле

        image (7.15)

        где Tн – назначенный заводом-изготовителем ресурс секции АВО газа, лет.

        Прогнозное значение перепада давления на входе и выходе секции АВО газа Δp

        вычисляют в соответствии с 7.2.2, в котором в качестве полагают Δp.

        Прогнозное значение разности температур на входе и выходе секции АВО газа ΔT

        вычисляют в соответствии с 7.2.2, в котором в качестве полагают ΔT.

      9. Прогнозное значение показателя технического состояния m вентилятора в секций АВО газа PВОХ,km для наработки, не превышающей назначенный ресурс, вычисляют по формуле

        image (7.16)

        где – прогнозное значение наработки вентилятора с начала эксплуатации, лет;

        Tв – назначенный заводом-изготовителем ресурс электродвигателя вентилятора, лет. Для наработки, превышающей назначенный ресурс, PВОХ,km вычисляют по формуле

        image (7.17)

        28

      10. Прогнозное значение показателя технического состояния корпуса арматуры РА,k

для наработки, не превышающей назначенный ресурс, вычисляют по формуле

image (7.18)

где – прогнозное значение наработки арматуры РА,k с начала эксплуатации, цикл;

– суммарный назначенный ресурс арматуры РА,k с учетом всех продлений на момент определения наработки, цикл, вычисляемый по формуле (6.6);

Nэ – прогнозное значение приведенной частоты отказов, вычисляемое в соответствии

с 7.2.3.


 

image

Для наработки, превышающей назначенный ресурс, PA,k вычисляют по формуле


 

(7.19)


 

где Tн – назначенный заводом-изготовителем ресурс арматуры РА,k, цикл.

    1. Для определения показателя технического состояния трубопровода РТ применяют

      формулы раздела 6.5, при использовании которых прогнозируют на требуемый момент времени величины показателей самого низкого уровня, используя линейную экстраполяцию в соответствии с 7.2.2.

      1. При прогнозе величины показателя Pд, учитывающего наличие дефектов труб и

        соединительных деталей, в ней выделяют две составляющие (одна относится к дефектам, отремонтированным контролируемой шлифовкой, другая – к остальным дефектам) по формуле

        image (7.20)

        д

         

        где д – показатель, определенный на момент диагностирования (до ремонта) без учета дефектов, подлежащих ремонту контролируемой шлифовкой;

        д

         

        Pр – показатель, определенный после ремонта, то есть учитывающий только вклад сошлифованных зон.

        Для каждой из двух составляющих показателя строят прогноз по линейной зависимости

        д р

        в соответствии с 7.2.2. В первом случае под параметром полагают Pд, во втором – Pд . Если

        д д

        значение Pд отрицательно, то Pд = 0.

      2. Прогноз величины показателя Pш, учитывающего наличие дефектов кольцевых сварных соединений, строят по линейной зависимости в соответствии с 7.2.2, под параметром

        полагая значения показателя Pш, определенные по результатам технических диагностирований


         


         

        29

        без учета проведенных ремонтов, причем не учитывают вклад дефектов нарушения технологии

        сварки при монтаже. Если значение Pш отрицательно, то Pш = 0.

      3. Прогноз величины показателя Pн, учитывающего повышенный уровень напряжений вследствие отклонения оси трубопровода от проектного положения, строят по линейной зави-

        симости в соответствии с 7.2.2, под параметром полагая значения показателя Pн, определенные по результатам технических диагностирований без учета проведенных ремонтов. Если значение

        Pн отрицательно, то Pн = 0.

      4. Прогноз величины показателя, учитывающего состояние изоляционного покрытия

        и защищенность средствами ЭХЗ, Pиз строят по линейной зависимости в соответствии с 7.2.2, под параметром полагая значения показателя Pиз, определенные по результатам технических диагностирований без учета проведенных ремонтов. Если значение Pиз отрицательно, то Pиз = 0.

      5. Прогноз величины показателя Pв, учитывающего вибросостояние трубопровода,

        строят по линейной зависимости в соответствии с 7.2.2, под параметром полагая значения показателя Pв, определенные по результатам технических диагностирований без учета прове-

        денных ремонтов. Если значение Pв отрицательно, то Pв = 0.

      6. Прогноз величины показателя Py, учитывающего влияние переменных нагрузок за время эксплуатации, строят в соответствии с 6.5.10.


 

30

Приложение А

(справочное)


 

Пример определения показателя технического состояния компрессорной станции

А.1 В качестве примера приводится расчет показателей технического состояния двух КС, основные технические характеристики которых приведены в таблице А.1. Для всех КЦ использована групповая компоновка аппаратов очистки газа и АВО газа (см. рисунок 1). В системе очистки газа не использованы фильтры-сепараторы.

А.2 При вычислении показателя технического состояния системы очистки газа использованы величины параметров, общие для всех ПУ, приведенные в таблице А.2. Технические характеристики и результаты вычисления показателей технического состояния корпусов ПУ приведены в таблице А.3. Технические характеристики ТПО ПУ приведены в таблице А.4. Результаты вычисления показателей технического состояния ТПО ПУ приведены в таблице А.5. Результаты вычисления показателей технического состояния ПУ приведены в таблице А.6. Результаты вычисления показателей технического состояния системы очистки газа КЦ приведены в таблице А.7.

А.3 При вычислении показателя технического состояния системы компримирования газа использованы общие для всех ГПА величины параметров, приведенные в таблице А.8. Технические характеристики ГПА приведены в таблице А.9. Технические характеристики ТПО ГПА приведены в таблице А.10. Результаты вычисления показателей технического состояния ТПО ГПА приведены в таблице А.11. Результаты вычисления показателей технического состояния ГПА приведены в таблице А.12. Результаты вычисления показателей технического состояния системы компримирования газа КЦ приведены в таблице А.13.

А.4 При вычислении показателя технического состояния системы охлаждения газа использованы общие для всех АВО газа величины параметров, приведенные в таблице А.14. Технические характеристики АВО газа приведены в таблице А.15. Технические характеристики ТПО АВО газа приведены в таблице А.16. Результаты вычисления показателей технического состояния ТПО АВО газа приведены в таблице А.17. Результаты вычисления показателей технического состояния АВО газа приведены в таблице А.18. Результаты вычисления показателей технического состояния системы охлаждения газа КЦ приведены в таблице А.19.

А.5 При вычислении показателя технического состояния трубопроводов технологических основного назначения использованы общие для всех трубопроводов величины параметров, приведенные в таблице А.20. Технические характеристики участков трубопроводов технологи-


 

31

ческих основного назначения приведены в таблицах А.21–А.26. Результаты вычисления показателей технического состояния участков трубопроводов технологических основного назначения приведены в таблицах А.27–А.32. Результаты вычисления показателей технического состояния трубопроводов технологических основного назначения КЦ приведены в таблице А.33.

А.6 В таблице А.34 приведены технические характеристики ЗРА и результаты вычисления показателей технического состояния ЗРА для каждого КЦ с учетом, что все ЗРА в одном КЦ имеют одинаковые характеристики.

А.7 В таблице А.35 приведены результаты вычисления показателей технического состояния функциональных систем КЦ и показателя технического состояния КЦ.

А.8 В таблице А.36 приведены результаты вычисления показателей технического состояния КС как единого объекта. Техническое состояние КС 2 (величина показателя 0,522) следует признать лучшим, чем техническое состояние КС 1 (величина показателя 0,607), что объясняется, главным образом, тем, что средний возраст КЦ на КС 2 (21 год) меньше среднего возраста КЦ на КС 1 (27 лет).

А.9 На рисунке А.1 приведены расчетные значения показателей технического состояния КЦ в зависимости от времени эксплуатации. Очевидно, что до продления ресурсов основных элементов КЦ показатель его технического состояния изменяется почти пропорционально времени эксплуатации. Для сравнения на рисунке А.1 приведен график линейной зависимости

PКЦ = 0,023t, где – время эксплуатации, лет. Наиболее далеко отстоящая от прямой линии

точка на графике соответствует КЦ 3 КС 1. Объяснение состоит в том, что в этом КЦ пять ГПА эксплуатируются с 1977 г. и два ГПА – с 2001 г., сроки эксплуатации которых 32 года и 8 лет соответственно, однако для представления на графике этот КЦ в целом отнесен к сроку эксплуатации 32 года.

Таблица А.1 – Основные технические характеристики компрессорных станций


 

Номер КС

Номер КЦ

Количество ГПА, шт.


 

Тип центробежного нагнетателя


 

Тип привода

Номинальная мощность ГПА, кВт

Номинальная производительность центробежного нагнетателя, млн м3/сут


 

Год ввода в эксплуатацию

Номер газопровода по КС

Рабочее давление, МПа


 

1

1

5

Н-300

ГТ-6-750

6000

20

1981

1

5,4

2

5

Н-520-12-1

ГТК-10

10000

30

1987–1991

2

5,4

3

6

Н-370-18-1

ГТК-10

10000

30

1977

3

7,4

2

Н-16-76

ГТН-16

16000

33

2001

4

6

Н-235-21-1

ГТК-10

10000

18

1982

4

7,4

2

2Н-16-76

ГТН-16

16000

18

1982, 2001

2

1

5

Н-196

НК-12СТ

6300

10

1980

1

5,4

2

4

Н-235-21-1

ДР-59

10000

18

1995

2

5,4


 

32

Р КЦ

 

0,8


 

0,7


 

0,6


 

0,5


 

0,4


 

0,3


 

0,2


 

0,1


 

0


 

image

0 5 10 15 20 25 30 35

Время эксплуатации T, лет


 

image

расчет

image

Pкц = 0,023·T


 

Рисунок А.1 – Расчетные значения показателей технического состояния КЦ в зависимости от времени эксплуатации


 

Таблица А.2 – Параметры, общие для всех ПУ


 

Параметр

Обозначение

Значение

Единица измерения

Количество отнулевых циклов

N0

7

-

Коэффициент Пуассона

0,5

-

Показатель, учитывающий повышенный уровень напряжений вследствие отклонения оси трубопровода от проектного положения


 

Pн


 

0


 

-

Показатель, учитывающий состояние изоляционного покрытия и защищенность средствами ЭХЗ

Pиз

0

-

Показатель, учитывающий вибросостояние трубопровода

Pв

0

-


 

33


 

СТО Газпром 2-2.3-523-2010

 

34

 

Таблица А.3 – Технические характеристики и результаты вычисления показателей технического состояния корпусов ПУ


 

Номер КС

Номер КЦ

Номер ПУ

Ресурс, лет

Время эксплуатации, лет

Перепад давления,

% от нормативного

Количество отказов за 2009 г.

Количество отказов за 2008 г.

Количество отказов за 2007 г.

PКПУ 1)

,k

1

1

1

40

28

28

1

0

0

0,823

1

1

2

40

28

28

0

0

0

0,784

1

1

3

40

28

28

0

0

0

0,784

1

1

4

40

28

28

0

0

0

0,784

1

2

1

40

22

22

0

1

0

0,682

1

2

2

40

22

22

0

0

0

0,649

1

2

3

40

22

22

0

0

0

0,649

1

2

4

40

22

22

0

0

0

0,649

1

2

5

40

22

22

0

0

0

0,649

1

2

6

40

22

22

0

0

1

0,666

1

3

1

40

32

32

0

0

0

0,864

1

3

2

40

32

32

0

0

0

0,864

1

3

3

40

32

32

0

0

0

0,864

1

3

4

40

32

32

0

0

0

0,864

1

3

5

40

32

32

0

0

1

0,871

1

3

6

40

32

32

0

0

0

0,864

1

3

7

40

8

8

0

0

0

0,264

1

3

8

40

8

8

0

0

0

0,264

1

3

9

40

8

8

0

0

0

0,264

1

3

10

40

8

8

0

0

0

0,264

1

3

11

40

8

8

0

0

0

0,264

1

3

12

40

8

8

0

0

0

0,264

1

4

1

40

27

27

0

0

0

0,763

1

4

2

40

27

27

0

1

0

0,785

1

4

3

40

27

27

0

0

0

0,763

1

4

4

40

27

27

0

0

0

0,763

1

4

5

40

27

27

0

0

0

0,763

1

4

6

40

27

27

0

0

0

0,763

1

4

7

40

27

27

0

0

0

0,763

1

4

8

40

27

27

0

0

0

0,763

2

1

1

40

29

29

0

0

0

0,805

2

1

2

40

29

29

0

0

0

0,805

2

2

1

40

14

14

0

0

0

0,441

2

2

2

40

14

14

0

0

0

0,441

2

2

3

40

14

14

0

0

0

0,441

2

2

4

40

14

14

0

0

0

0,441

1) Вычисляют в соответствии с 6.1.6.


 

СТО Газпром 2-2.3-523-2010

 

35

 

Таблица А.4 – Технические характеристики ТПО ПУ


 


 

Номер КС


 

Номер КЦ

Номер пылеуловителя

Год ввода

в эксплуатацию

Время эксплуатации, лет

Наружный диаметр, мм

Толщина стенки, мм

Давление, МПа

Количество труб, шт.


 

Количество труб с Pдм = 1


 

Количество труб с Pдм = 0,5

Количество труб

с Pдм = 0,25

Количество сварных соединений с 0,5 < Pш  1

Количество сварных соединений

с 0,25 < Pш  0,5

Количество сварных соединений с Pш  0,25

1

1

1

1981

28

720

10

5,4

6

0

0

0

1

0

1

1

1

2

1981

28

720

10

5,4

6

0

0

0

0

0

0

1

1

3

1981

28

720

10

5,4

6

0

0

0

0

2

0

1

1

4

1981

28

720

10

5,4

6

0

0

0

0

0

0

1

2

1

1987

22

720

11

5,4

6

0

0

1

0

0

2

1

2

2

1987

22

720

11

5,4

6

0

0

0

2

0

0

1

2

3

1987

22

720

11

5,4

6

0

0

0

0

0

0

1

2

4

1987

22

720

11

5,4

6

0

0

0

0

0

0

1

2

5

1987

22

720

11

5,4

6

0

0

0

0

0

0

1

2

6

1987

22

720

11

5,4

6

0

0

0

1

0

1

1

3

1

1977

32

720

12

7,4

6

0

0

0

0

0

0

1

3

2

1977

32

720

12

7,4

6

0

0

0

0

2

0

1

3

3

1977

32

720

12

7,4

6

0

0

0

0

0

0

1

3

4

1977

32

720

12

7,4

6

0

0

1

0

0

2

1

3

5

1977

32

720

12

7,4

6

0

0

0

2

0

0

1

3

6

1977

32

720

12

7,4

6

0

0

0

0

0

0

1

3

7

2001

8

1020

16,5

7,4

6

0

0

0

0

0

0

1

3

8

2001

8

1020

16,5

7,4

6

0

0

0

0

0

0

1

3

9

2001

8

1020

16,5

7,4

6

0

0

0

0

0

0

1

3

10

2001

8

1020

16,5

7,4

6

0

0

0

0

0

0

1

3

11

2001

8

1020

16,5

7,4

6

0

0

0

0

0

2

1

3

12

2001

8

1020

16,5

7,4

6

0

0

0

0

0

0

1

4

1

1982

27

720

12

7,4

6

0

0

0

0

0

0

1

4

2

1982

27

720

12

7,4

6

0

0

0

0

0

0

1

4

3

1982

27

720

12

7,4

6

0

0

0

0

0

0


 

36

 

Окончание табли цы А.4


 


 

Номер КС


 

Номер КЦ

Номер пылеуловителя

Год ввода

в эксплуатацию

Время эксплуатации, лет

Наружный диаметр, мм

Толщина стенки, мм

Давление, МПа

Количество труб, шт.


 

Количество труб с Pдм = 1


 

Количество труб с Pдм