СТО Газпром 2-2.3-328-2009

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   150  151  152  153  154  155  156  157  158  159  ..

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И СРОКА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ


 

СТО Газпром 2-2.3-328-2009


 

Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Дочернее открытое акционерное общество «Оргэнергогаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2009

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВЗАМЕН

Дочерним открытым акционерным обществом

«Оргэнергогаз»


 

Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


 

распоряжением ОАО «Газпром» от 03 апреля 2009 г. № 92


 

Временной методики оценки технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций, утверждeнной ОАО «Газпром» 30 апреля 2008 г.


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ДОАО «Оргэнергогаз», 2008

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


 


 

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

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 2

  3. Термины, определения и сокращения 3

  4. Основные положения 5

    1. Условия, состав и порядок производства работ 5

    2. Общие требования 7

  5. Сбор и анализ документации 8

  6. Оценка технического состояния 10

  7. Определение статических и динамических нагрузок 12

  8. Оценка срока безопасной эксплуатации элементов технологических трубопроводов 16

  9. Заключительная часть работ. Оформление выходной документации 17

  10. Требования безопасности при проведении работ (требования безопасности жизни

и здоровья граждан) 18

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

и металла сварных соединений 20

Приложение Б (обязательное) Нормирование уровней вибрации 24

Приложение В (обязательное) Оценка срока безопасной эксплуатации трубопровода

по критерию малоцикловой усталости и выносливости 26

Приложение Г (обязательное) Оценка срока безопасной эксплуатации тройника

по критерию малоцикловой усталости и выносливости 34

Приложение Д (рекомендуемое) Форма заключения по сроку безопасной

эксплуатации технологических трубопроводов 42

Приложение Е (рекомендуемое) Пример расчeта оценки срока безопасной

эксплуатации элементов трубопроводной обвязки 43

Библиография 51


 

III

Введение

Настоящий стандарт разработан в рамках договора № 1136C08C5 на выполнение НИР

«Пересмотр временных методик по диагностике и экспертизе промышленной безопасности технологических трубопроводов газа КС, ДКС, КС ПХГ ОАО «Газпром», включенной в Про-грамму научноCисследовательских и опытноCконструкторских работ ОАО «Газпром» на 2008 год, утверждeнную Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 14 февраля 2008 г.

№ 01C21, и проблемы 4.2 Перечня приоритетных научноCтехнических проблем ОАО «Газ-пром» на 2006–2010 гг., утверждeнного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 11 октября 2005 г. № 01C106.

Настоящий стандарт разработан в комплексе с СТО Газпром 2C2.3C327C2009 «Оценка напряжeнноCдеформированного состояния технологических трубопроводов компрессорных станций», СТО Газпром 2C2.3C324C2009 «Диагностическое виброобследование технологиче-ских трубопроводов компрессорных цехов с центробежными нагнетателями. Нормы оценки и методы проведения работ» и СТО Газпром 2C2.3C325C2009 «Неразрушающий контроль трой-ников и тройниковых соединений технологических трубопроводов компрессорных станций. Нормы оценки и методы проведения работ».

При разработке настоящего стандарта использован многолетний опыт работ по оцен-ке технического состояния и сроков безопасной эксплуатации технологических трубопрово-дов компрессорных станций, проведeнных специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ДОАО «Оргэнергогаз».


 

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И СРОКА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ


 

image


 

Дата введения – 2010C01C14


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящий стандарт определяет единые для ОАО «Газпром» состав и порядок про-изводства диагностических и расчeтных работ по оценке технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов основного назначения компрес-сорных станций магистральных газопроводов.

    2. Положения настоящего стандарта также распространяются на технологические трубопроводы основного назначения дожимных компрессорных станций, компрессорных станций подземных хранилищ газа и станций охлаждения газа ОАО «Газпром».

    3. Настоящий стандарт распространяется на надземные и подземные технологиче-ские трубопроводы (включая фасонные изделия – тройники, отводы и т.д.) «высокой сторо-ны» промплощадок (в том числе трубопроводные обвязки газоперекачивающих агрегатов, сосудов, работающих под давлением, аппаратов воздушного охлаждения газа), подключаю-щие шлейфы, а также на трубопроводы пускового, импульсного и топливного газа компрес-сорных станций магистральных газопроводов, дожимных компрессорных станций, ком-прессорных станций подземных хранилищ газа и станций охлаждения газа ОАО «Газпром».

    4. Положения настоящего стандарта обязательны для использования в дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром», а также специализированных диагностических организациях, отвечающих требованиям СТО Газпром 2C3.5C046, осуществляющих расши-ренные диагностические обследования или экспертизу промышленной безопасности обо-рудования компрессорных станций магистральных газопроводов, дожимных компрессор-ных станций, компрессорных станций подземных хранилищ газа и станций охлаждения газа ОАО «Газпром».

    5. Работы по оценке технического состояния и срока службы технологических трубо-проводов основного назначения компрессорных станций проводятся в рамках экспертизы промышленной безопасности, регламентированной ПБ 03C246C98 [1] и ПБ 03C585C03 [2], и продления срока службы, регламентированного РД 03C484C02 [3].


       

      image

      Издание официальное

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 27.002C89 Надeжность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 2999C75 (СТ СЭВ 470C77) Металлы и сплавы. Метод измерения твeрдости по

    Виккерсу

    ГОСТ 7565C81 (ИСО 377C2C89) Чугун, сталь и сплавы. Метод отбора проб для опреде-ления химического состава

    ГОСТ 9012C59 (ИСО 410C82, ИСО 6506C81) Металлы. Метод измерения твeрдости по Бринеллю

    ГОСТ 9544C93 Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов ГОСТ 14782C86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуC

    ковые


     

    ГОСТ 18442C80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования ГОСТ 20911C89 Техническая диагностика. Термины и определения

    ГОСТ 21104C75 Контроль неразрушающий. Феррозондовый метод ГОСТ 21105C87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

    ГОСТ 22761C77 Металлы и сплавы. Метод измерения твeрдости по Бринеллю переносC

    ными твердомерами статического действия

    ГОСТ 23479C79 Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования ГОСТ 23677C79 Твердомеры для металлов. Общие технические требования

    ГОСТ 28702C90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие тре-бования

    ГОСТ Р 51164C98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

    ГОСТ Р 52330C2005 Контроль неразрушающий. Контроль напряжeнноCдеформирован-ного состояния объектов промышленности и транспорта. Общие требования

    СТО Газпром 2C2.3C066C2006 Положение о внутритрубной диагностике трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2C2.3C220C2008 Методика мониторинга напряжeнноCдеформированного состояния трубопроводных систем «высокой стороны» КС

    СТО Газпром 2C2.3C243C2008 Инструкция по проведению измерений напряжений в металле трубопроводов при использовании приборов, основанных на магнитошумовом методе СТО Газпром 2C2.3C244C2008 Инструкция по восстановлению исполнительной докуC

    ментации

    СТО Газпром 2C2.3C324C2009 Диагностическое виброобследование технологических трубопроводов компрессорных цехов с центробежными нагнетателями. Нормы оценки и методы проведения работ

    СТО Газпром 2C2.3C325C2009 Неразрушающий контроль тройников и тройниковых сое-динений технологических трубопроводов компрессорных станций. Нормы оценки и методы проведения работ

    СТО Газпром 2C2.3C327C2009 Оценка напряжeнноCдеформированного состояния тех-нологических трубопроводов компрессорных станций

    СТО Газпром 2C2.4C083C2006 Инструкция по неразрушающим методам контроля каче-ства сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных трубо-проводов

    СТО Газпром 2C3.5C046C2006 Порядок экспертизы технических условий на оборудова-ние и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2C3.5C051C2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

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


     

  3. Термины, определения и сокращения


     

    1. В настоящем стандарте применены термины и определения в соответствии с ГОСТ 27.002, ГОСТ 20911, СТО Газпром 2C3.5C051, а также следующие термины с соответ-ствующими определениями:

      3.1.1 трубопроводы технологические основного назначения: Трубопроводы, предназна-ченные для транспортировки газа в пределах промплощадки объекта (компрессорная стан-ция, станция охлаждения газа, газоизмерительная станция, газораспределительная стан-ция), для выполнения основных технологических процессов (очистки, компримирования, охлаждения, измерения редуцирования и т.д.).

      [СТО Газпром 2C3.5C051C2006, пункт 3.43]

       

      1. напряжeнно-деформированное состояние (трубопровода): Состояние, при котором в металле труб возникают напряжения и деформации под действием приложенных нагрузок и воздействий.

      2. площадка измерения напряжений: Участок трубопровода, подготовленный для измерения напряжений.

      3. трубопроводная обвязка: Технологические трубопроводы с запорной трубопровод-ной арматурой, необходимые для осуществления технологического процесса или эксплуата-ции оборудования.

        3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения: АЭ – акустическая эмиссия;

        АЭК – акустикоCэмиссионный контроль; ВТД – внутритрубная диагностика;

        ВЧ – высокочастотный(Cая);

        ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГРС – газораспределительная станция;

        ДКС – дожимная компрессорная станция; ЗРА – запорноCрегулирующая арматура;

        КРН – коррозионное растрескивание под напряжением; КС – компрессорная станция;

        КЦ – компрессорный цех; КТ – катушка (труб);

        МКЭ – метод конечных элементов;

        НДС – напряжeнноCдеформированное состояние; НТД – нормативноCтехническая документация; НЧ – низкочастотный(Cая);

        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.

  4. Основные положения


     

    1. Условия, состав и порядок производства работ

      1. Работы по оценке технического состояния и срока безопасной эксплуатации про-водятся в случаях, когда:

        -выработан установленный проектом расчeтный срок службы;

        -выработан разрешeнный (назначенный нормативным документом) к дальнейшей эксплуатации срок сверх установленного срока службы;

        -выявлено неудовлетворительное техническое состояние технологических трубопро-водов основного назначения (далее – трубопроводы) компрессорной станции согласно требо-ваниям нормативных документов, СТО Газпром 2C2.4C083, а также по результатам не менее чем трeх методов неразрушающего контроля, предписываемых этими документами;

        -выявлено наличие повреждений технологических коммуникаций компрессорного цеха, в том числе стрессCкоррозионных, деформаций, повышенных вибраций и т.д., или на прилегающих к нему трубопроводах линейной части магистрального газопровода на расстоя-нии до 20 км включительно;

        -выявлено наличие в составе трубопроводов компрессорной станции труб условным диаметром от 720 мм и более из сталей марок 19Г, 14ГН, 16ГН, 15Г2С, 16Г2САФ, 14Г2САФ, 17Г2САФ, 14ХГС (отечественное производство), «Ц» (производство Чехии), а также труб ука-занных диаметров, изготовленных по ТУ 20C28C40C48C79 [4] (производство Франции);

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

      2. По составу и срокам проведения работ трубопроводы КЦ условно разделяются на два самостоятельных объекта: надземные и подземные трубопроводы. Основным аргументом целесообразности такого разделения является различие в составе работ по оценке их техниче-ского состояния (см. 6.2, 6.3), а также необходимость проведения вскрышных земляных работ.

      3. Если по какимCлибо причинам эксплуатирующая организация не может обеспе-чить проведение вскрышных работ в требуемые сроки, должен быть назначен комплекс работ по оценке технического состояния подземных газопроводов КЦ в шурфах. В этих случаях сбор информации производится поэтапно.

      4. Проведение вскрышных работ в полном объеме необязательно в случае выполне-ния следующих условий:

        -соответствие опорной системы подземных трубопроводов проектной и исполнитель-ной документации;

        -удовлетворительная степень защищенности средствами ЭХЗ;

        -удовлетворительное состояние изоляции подземного трубопровода; -результаты ВТД или АЭ показывают отсутствие дефектов.

      5. Конструктивными элементами технологических трубопроводов (далее – элемен-тами трубопроводов) являются прямолинейные участки труб, ОТ, ТР и иные технологические изделия, объединенные в единую систему в границах обследуемого участка и предназначен-ные для обеспечения транспорта газа по данному участку трубопровода на основе заданной проектом технологической схемы.

      6. В конструктивных элементах выделяются зоны или участки с высоким уровнем приложенных нагрузок или неблагоприятных воздействий, предрасположенные к ускоренно-му накоплению повреждений и зарождению дефектов, а также участки с максимальным уров-нем текущей и прогнозируемой дефектности. К этой же группе должны быть отнесены свар-ные соединения, расположенные в пределах конструктивного элемента, и сварные соедине-ния между отдельными конструктивными элементами трубопровода.

      7. Оценка параметров технического состояния проводится поэлементно для труб, отводов, тройниковых соединений, сварных соединений, переходников и т.д.

      8. Порядок производства работ по настоящему стандарту показан на рисунке 1 в нескольких уровнях:

-сбор и анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

-поэлементная оценка параметров технического состояния элементов трубопровода методами неразрушающего контроля;

-определение статических и динамических нагрузок (статические нагрузки от давления, температурного перепада, кинематического воздействия, весовые нагрузки, в том числе от грунта, и динамические напряжения, связанные с вибрацией на рабочих и пусковых режимах); -анализ дефектов и оценка технического состояния конструктивных элементов трубо-проводов на основе результатов неразрушающего контроля и расчeтов на прочность. Рассма-триваются изменения механических свойств металла в процессе эксплуатации, а также виды

дефектов;

-устранение недопустимых дефектов;

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

-составление заключения по сроку безопасной эксплуатации трубопровода, условиям дальнейшей эксплуатации, регламенту мониторинга НДС с учeтом требований СТО Газпром 2C2.3C220 и дефектов.


 

Сбор и анализ документации

 


 

Оценка параметров технического состояния всех элементов трубопровода методами неразрушающего контроля

 


 


 

Определение статических и динамических нагрузок

 


 


 

Анализ дефектов элементов трубопроводов

 


 


 

Работы по устранению недопустимых дефектов

 


 


 


 

Оценка срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводов

 


 


 

Подготовка заключения по сроку безопасной эксплуатации, условиям дальнейшей эксплуатации и регламенту мониторинга

 


 

image

image

image

image

image

image

Рисунок 1 – Порядок производства работ


 

    1. Общие требования

      1. Привлекаемые для оценки технического состояния и срока безопасной эксплуа-тации трубопроводов специализированные диагностические организации должны соответ-ствовать требованиям СТО Газпром 2C3.5C046 и иметь лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасности.

      2. Перед проведением работ диагностическая организация составляет для эксплуа-тирующей организации техническое задание на организационную и техническую подготовку трубопроводов КС к диагностическим работам.

      3. Контроль состояния трубопроводов как этап оценки их технического состояния может совмещаться по времени с периодическим эксплуатационным или внеочередным кон-тролем за состоянием металла трубопроводов.

      4. Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации элементов тру-бопроводов осуществляется с учетом фактических параметров нагружения: внутреннего

        давления, температуры стенок труб, кинематической нагрузки, весовой нагрузки и т.д. По результатам оценки технического состояния и срокам безопасной эксплуатации элемен-тов трубопроводов принимаются решения о возможности и условиях дальнейшей эксплуата-ции трубопроводов КС в целом, периодичности контроля технического состояния и подтвер-ждения выполненных оценок срока безопасной эксплуатации.

      5. При несоответствии технического состояния трубопроводов требованиям СТО Газпром 2C2.4C083 принимается решение о ремонте трубопровода с заменой элементов, изменения условий и режимов эксплуатации или выполнении расчетного обоснования проч-ности дефектных элементов.

      6. Сведения, полученные при оценке технического состояния и срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводов, вносятся в паспорт технического состояния техно-логических трубопроводов КЦ в соответствии с инструкциями по базовой паспортизации тех-нологических трубопроводов [5–7]. К паспорту прилагается решение по оценке технического состояния и сроку безопасной эксплуатации трубопроводов.


 

  1. Сбор и анализ документации


     

    1. Эксплуатирующая организация предоставляет диагностической организации всю имеющуюся проектную, исполнительную и эксплуатационную документацию по трубопроводам.

    2. Проектная документация должна содержать:

      -проектную документацию на трубопроводы с опорами и подвесками;

      -характеристику грунтов, характеризующую их коррозионную агрессивность на локальных участках газопровода;

      -диаметры и толщины стенок труб, характеристики соединительных деталей;

      -расчeт трубопровода на прочность (или выписку из него с указанием обозначения расчeта);

      -план и профиль трубопровода, проектные решения на отдельных участках. В выписке из расчeта на прочность должны быть представлены:

      -перечень рассчитываемых узлов трубопроводов и действующих на них нагрузок и температурных воздействий;

      -перечень режимов эксплуатации (включая нарушение нормальных условий и аварий-ные ситуации, на которые проводился расчeт, число циклов при каждом режиме эксплуата-ции, данные оценки прочности по критериям норм расчeта на прочность).

      В случае отсутствия какойCлибо из частей указанной документации эксплуатирующая организация должна запросить еe у проектной организации.

    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 должны давать возможность кон-троля соответствия трубопровода требованиям проекта, оснащения контрольноCизмеритель-ными приборами и т.п., с указанием расположения сварных соединений и опор;

      -документация (согласование) по изменению проектных решений при строительстве.

      В случае отсутствия исполнительной документации эксплуатирующая организация обеспечивает работы по еe восстановлению в соответствии с СТО Газпром 2C2.3C244.

    4. Эксплуатационная документация должна содержать:

      -общие данные (сведения о заводеCизготовителе труб, соединительных фасонных изделий и владельце трубопровода, строительноCмонтажной организации, дате изготовления элементов трубопроводов, дате монтажа участков трубопроводов; обозначение чертежей);

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

      -результаты гидравлических испытаний (дата и обозначение протокола испытаний, давление, продолжительность, минимальная температура испытаний, срок следующего испытания);

      -данные о реконструкции трубопроводов; -срок службы трубопроводов.

      В случае отсутствия необходимой эксплуатационной документации эксплуатирующая организация обеспечивает работы по еe восстановлению.

    5. Кроме того, эксплуатирующая организация предоставляет диагностической орга-низации (при наличии) результаты:

      -технического освидетельствования;

      -контроля за состоянием металла и сварных соединений в процессе эксплуатации (дата контроля и обозначение документа, результаты контроля, срок следующего контроля). При обнаруженных дефектах в элементах трубопроводов следует рассмотреть сведения о методе контроля и обстоятельствах их обнаружения, виде, размерах, ориентации, месте рас-положения дефектов, а также информацию о причинах возникновения дефектов и выполнен-ных мероприятиях (ремонт, замена участка трубопровода, допуск трубопровода в эксплуата-цию с дефектами, результаты контроля размеров дефектов во времени и т.д.). На основании анализа результатов контроля состояния металла трубопровода специалистам диагностичеC

      ской организации следует определить участки трубопровода (сварные соединения, отводы и т.д.), наиболее подверженные эксплуатационным повреждениям.

    6. По результатам анализа технической документации, указанной в 5.2–5.5, диагно-стическая организация составляет заключение, которое должно содержать:

      -перечень проанализированной документации; -сведения об исходных данных о трубопроводах;

      -сведения о результатах контроля и технического освидетельствования элементов тру-бопроводов;

      -сведения о ремонте и реконструкции объекта;

      -сведения об истории нагружения трубопровода (число циклов «пуск–останов», рабо-чее давление, температура и уровни вибраций элементов технологических трубопроводов на каждом режиме).


       

  2. Оценка технического состояния


     

    1. При отсутствии части документации на элементы трубопроводов, в особенности касающейся материалов и их механических свойств (сертификаты качества и паспорта труб, отводов, тройников, сварных соединений и т.д.), должны быть выполнены предварительные работы методами неразрушающего контроля:

      -анализ химического состава, идентификация отечественного или зарубежного анало-га марки стали по химическому составу по ГОСТ 7565;

      -серия измерений твeрдости в нескольких областях элемента ТПО, корреляция средних значений механических свойств стали по измеренным значениям твeрдости по ГОСТ 22761;

      -серия измерений толщин стенок для установления сортаментов элементов по ГОСТ 14782;

      -анализ технических условий отечественных или зарубежных заводовCизготовителей в целях идентификации изделия по химическому составу, механическим свойствам и значе-ниям сортамента.

      По результатам проведенных работ проводится восстановление исполнительной доку-ментации (см. 5.3) в соответствии с СТО Газпром 2C2.3C244.

    2. Оценка технического состояния элементов надземных трубопроводов КЦ предус-матривает следующие виды контроля:

      -контроль качества сварных соединений в соответствии с методами, объeмами, нор-мами и правилами, регламентированными СТО Газпром 2C2.4C083 и Временной методикой ОАО «Газпром» [8];

      -визуальный и измерительный контроль качества основного металла всех элементов по ГОСТ 23479 и РД 03C606C03 [9]; при обнаружении дефектов (вмятины, гофры, коррозион-ные повреждения и др.) необходимо использовать дополнительные методы контроля: ферро-зондовый – по ГОСТ 21104, магнитопорошковый – по ГОСТ 21105 или капиллярный – по ГОСТ 18442;

      -ультразвуковой контроль толщин стенок по ГОСТ 28702;

      -измерение твeрдости основного металла элементов технологических трубопроводов, сварных соединений и основного материала в околошовной зоне по ГОСТ 23677, ГОСТ 2999, ГОСТ 9012;

      -контроль тройниковых соединений в соответствии с методами, объeмами и нормами, регламентированными СТО Газпром 2C2.3C325;

      -дефектоскопия выявленных дефектов (например, каверны и язвы наружной корро-зии, в том числе язвенной коррозии под защитным покрытием трубопроводов, трещины или колонии трещин КРН элементов трубопроводов, эрозионное утонение стенок и гофры отво-дов, дефекты кольцевых сварных швов, накопление усталостных повреждений, зарождение и развитие дефектов в условиях малоциклового нагружения в тройниках и т.д.).

      По результатам оценки технического состояния элементов трубопроводов выявляются потенциально опасные элементы или участки трубопроводов с дефектами.

    3. Оценка технического состояния подземных трубопроводов ТПО КЦ, помимо работ по 6.2, предусматривает следующие виды поэлементного контроля при проведении вскрыш-ных земляных работах в полном объеме:

      -контроль наличия и соответствия проекту опорной системы; -контроль состояния опор.

    4. При невозможности проведения земляных работ, все вскрышные работы по 6.3 могут быть заменены шурфованием. Количество шурфов при этом должно соответствовать количеству наиболее проблемных из контролируемых элементов (тройники, тройниковые сое-динения, отводы, опоры). Помимо работ по 6.3, также производится проверка эффективности работы ЭХЗ в соответствии с ГОСТ Р 51164 и контроль состояния подземных участков метода-ми АЭ в соответствии с ПБ 03C593C03 [10] или ВТД в соответствии с СТО Газпром 2C2.3C066.

    5. По результатам контроля должна быть проведена оценка технического состояния каждого элемента трубопроводов в соответствии с действующей НТД.

    6. Рекомендации по проведению инструментального обследования и оценке состоя-ния основного металла и металла сварных соединений приведены в приложении А.

  3. Определение статических и динамических нагрузок


     

    1. Для расчeта НДС элементов трубопроводов необходимы данные о типе и числен-ных значениях нагрузок. Для оценки уровня накопленных повреждений и оценок в будущем данные о нагрузках и воздействиях должны быть подготовлены с учeтом фактора времени. Оценка совокупных воздействий на трубопроводы должна быть получена с учетом взаимного влияния и сочетаемости нагрузок и воздействий различного происхождения. Выявление воз-можных комбинаций и сочетаний нагрузок с учетом их развeртывания во времени является обязательным и неотъемлемым этапом общего анализа нагрузок и воздействий. Дополнитель-но должен быть проведен анализ экстремальных значений нагрузок, необходимых для расчe-та несущей способности трубопровода по критериям прочности.

    2. Определение статических нагрузок

      1. Работы по определению НДС трубопроводов КС проводятся в соответствии с ГОСТ Р 52330, СТО Газпром 2C2.3C327 и включают прямые измерения действующих напряже-ний и деформаций, а также прочностной расчeт конструкции численными методами с учeтом возможного непроектного положения ТПО КС.

      2. Для определения наиболее нагруженных участков ТПО КС при статическом нагружении используется расчeтноCэкспериментальный метод, включающий:

        -сбор исходных данных;

        -геодезические измерения (нивелирование) и анализ результатов; -измерения деформаций и напряжений;

        -расчeты НДС трубопроводов КЦ;

        -анализ результатов расчeтов и измерений, выводы.

      3. Геодезические измерения контролируют отклонение положения трубопроводов от проектного и проводятся в соответствии с инструкциями ОАО «Газпром» [5], [7]. Анализ результатов геодезических измерений определяет причины отклонения труб от проектного положения:

        -некорректное исполнение проектных заданий;

        -подвижки фундаментных оснований опор трубопроводов;

        -просадка подземных трубопроводов в процессе эксплуатации.

      4. По результатам анализа геодезических измерений идентифицируют возможные кинематические нагрузки при проведении прочностных расчетов и косвенно определяют дополнительные сечения при проведении измерений напряжений.

      5. Измерения напряжений/деформаций в сечениях ТПО проводятся тензометри-ческими, магнитошумовыми, ультразвуковыми, рентгеноскопическими и другими прибоC

        рами, удовлетворяющими требованиям ГОСТ Р 52330, СТО Газпром 2C2.3C243, СТО Газ-пром 2C2.3C327. Размещение площадок измерения напряжений по трубопроводному участ-ку должно соответствовать следующим требованиям:

        -измерения напряжений должны проводиться в сечениях геодезических измерений;

        -кроме того, измерения напряжений должны проводиться в сечениях повышенных значений расчeтных напряжений при проектном положении участка и проектных нагрузках; -окончательный перечень площадок измерения напряжений формируется после про-ведения предварительного расчeта участка с нагрузками в виде возможных перемещений,

        полученными из результатов геодезических измерений.

      6. При проведении основных и промежуточных расчeтов расчeтные схемы для опре-деления НДС трубопроводов КС не регламентируются какимиCлибо нормативными докумен-тами, однако в части задания нагрузок, воздействий и коэффициентов надeжности по нагруз-ке они должны быть составлены с учетом требований СНиП 2.05.06C85* [11]. Расчeтные схемы должны адекватно отражать условия закрепления в граничных условиях, виды нагрузок, кон-струкции опор с трением, жeсткостные характеристики и линейные размеры ЗРА и т.д. При задании нагрузок в расчeтных схемах должны быть учтены: собственный вес элементов техно-логических трубопроводов, номинальное внутреннее давление, температурные перепады, силы трения на опорах – и если есть – кинематические нагрузки в перемещениях. При выполнении статических расчeтов расчeтные схемы должны быть скорректированы в гранич-ных условиях с учeтом измеренных фактических статических перемещений под нагрузкой. Данное требование должно обеспечивать сходимость измеренных и расчeтных значений перемещений.

      7. Для подземных участков трубопроводов расчeтная схема должна отражать условия работы трубопровода и взаимодействие его с грунтами только с учeтом весовой нагрузки грун-тов и фактической опорной системы.

      8. Результаты расчeтов должны содержать числовые данные по перемещениям, вну-тренним усилиям и напряжениям, а также эпюры перемещений, эпюры максимальных экви-валентных или продольных напряжений, эпюры продольных сил и изгибающих моментов. В результатах расчeтов должны быть указаны участки с максимальными уровнями напряже-ний и сопутствующими пояснениями по допустимости или недопустимости расчeтных значе-ний по отношению к нормативным значениям.

      9. При перекрeстном анализе результатов измерений и расчeтов необходимо сопо-ставить для одних и тех же узлов расчeтные значения перемещений и результаты геодезии, фактические и расчeтные значения зазоров над опорами, а также значения напряжений.

    1. Определение динамических нагрузок

      1. Измерения вибропараметров и расчeты по идентификации резонансных участков ТПО проводятся в соответствии с СТО Газпром 2C2.3C324.

      2. Основными измеряемыми динамическими величинами при проведении виброоб-следований являются:

        -вибрация участков трубопроводов; -пульсация давления газа в ТПО;

        -вибрация других конструктивных и технологических узлов и элементов трубопроводов.

      3. При проведении виброобследований трубопроводов используются следующие виды измерений колебательных процессов:

        -измерения вибрации элементов трубопроводов и пульсации давления транспортиру-емого газа, выполняемые на установившихся режимах работы ГПА;

        -измерения параметров (частоты, коэффициенты демпфирования) собственных колеба-ний участков трубопроводной системы, выполняемые на неработающих объектах при ударном возмущении колебаний или при использовании внешнего генератора переменной частоты;

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

      4. Контролируемыми (сопоставляемыми с нормами) параметрами вибрации техно-логических трубопроводов, корпусов ЗРА и ЦБН являются СКЗ виброскорости в указанных в настоящем стандарте частотных диапазонах (общие уровни вибрации). Основными параме-трами анализа вибрации являются:

        -СКЗ общих уровней виброскорости и амплитуды отдельных дискретных спектраль-ных составляющих;

        -частоты и фазы спектральных составляющих;

        -собственные частоты колебаний линейного участка трубопровода или трубы как обоC

        лочки.


         

      5. Измерения проводятся в НЧ-и ВЧCдиапазонах. Верхняя частотная граница

        НЧCдиапазона устанавливается равной 100 или 200 Гц, а нижняя частотная граница ВЧCдиапа-зона устанавливается равной 100 или 200 Гц в зависимости от выбранной верхней границы НЧCдиапазона. Верхняя частотная граница ВЧCдиапазона устанавливается равной 1500 или 2000, или 2500 Гц с учeтом необходимости включения в ВЧCдиапазон 1Cй и 2Cй «лопаточной» составляющих от скорости вращения ротора ЦБН. При этом «лопаточная» составляющая должна быть ниже верхней границы ВЧCдиапазона как минимум на 200 Гц.

      6. НЧCвибрация измеряется на кранах, люкахCлазах, обратных клапанах, на отводах и тройниках до крана № 1 и за краном № 2 (по ходу газа) линий ГПА, на тройниках, отводах и на концах тупиковых участков надземных коллекторов, на отводах линий кранов № 6 и

        № 3Cбис, тройниках.

      7. ВЧCвибрация измеряется на отводах за краном № 1 и до крана № 2 линий ГПА (на ближних к кранам), на участках входного и выходного трубопроводов, примыкающих к нагнетателю, но не ближе 1,5–2 м от фланца ЦБН (можно у лобовых опор), на тройнике под-ключения рециркуляционного трубопровода к выходному, на тройниках люковCлазов, в сече-ниях входных/выходных трубопроводов на участках между ЦБН и кранами № 1 и/или № 2. Конкретное расположение сечения может назначаться: на входном фильтре, на толстостен-ных/тонкостенных катушках, на тройниках люковCлазов (по основному и/или боковому про-ходам тройника), на первом по ходу газа отводе в точке проведения толщинометрии, в сече-ниях на середине участка между обратным клапаном и регулирующим клапаном или краном

        № 6, при наличии регулирующего клапана – на расстоянии 1 м за регулирующим клапаном.

      8. Анализ результатов измерения вибропараметров должен содержать перечень амплитуд и частот вибропараметров, точек измерений и режимов, при которых СКЗ превы-шают допустимые значения, приведенные в приложении Б. Перечень указанных значений необходим:

        -для выяснения причин повышенных вибраций;

        -использования их при проведении расчeтов динамических напряжений;

        -определения точек измерения динамических деформаций по каждому режиму.

      9. Динамические напряжения определяются на основе расчeта по параметрам вибрации и/или путeм прямых измерений.

      10. Расчeт динамических напряжений выполняется исходя из параметров вибрации, соответствующих верхней границе допустимого диапазона. Расчeт динамических напряжений для НЧCобласти проводится в балочной постановке задачи, а для ВЧCобласти – в оболочечной [12].

      11. Измерения динамических деформаций и/или напряжений проводятся при режимах (давление, температура, обороты и т.д.), на которых измерены сверхнормативные значения вибропараметров.

      12. Величины динамических напряжений должны быть учтены при оценке срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводов.

  1. Оценка срока безопасной эксплуатации элементов технологических трубопроводов

    1. Оценка срока безопасной эксплуатации каждого элемента трубопровода произво-дится на основе полученных данных об исходном состоянии материала и его свойствах (см. раздел 5), техническом состоянии элемента (см. раздел 6), фактических статических и динамических нагрузок (см. раздел 7) и истории его нагружения (см. раздел 5). Если отсут-ствует часть документации по истории нагружения, то текущие статические и/или динамиче-ские нагрузки принимаются на весь период эксплуатации. Схема оценки срока безопасной эксплуатации элементов трубопровода показана на рисунке 2.

    2. Если фактические параметры состояния материала и нагружения (значения темпе-ратуры и давления, числа циклов соответствующих режимов и т.д.) не превышали проектных и нормируемых параметров и значений, то принимается решение о соответствии трубопрово-да требованиям, установленным проектной документацией.

      image

      image

    3. Если фактические параметры состояния материала и/или нагружения превышали проектные и нормируемые параметры и значения, то необходимо выполнить расчeт на проч-ность в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06C85* [11].


       


       

      Данные о техническом состоянии и нагрузках (п. 8.1)

           


       

      Соответствие параметров требованиям НТД (п. 8.2)

      Несоответствие требованиям НТД по механическим свойствам металла, непроектным нагрузкам и наличию дефектов (п. 8.3)

       


       

      Расчeт на статическую прочность, прочностная оценка допустимости дефектов (п. 8.4)

       


       

      image

      image

      image

      В норме (п. 8.5) Не в норме (п. 8.5)


       

      Расчeт на циклическую прочность (п. 8.6, 8.7)

      Оценка срока безопасной эксплуатации

      (пп. 8.5.1–8.5.3)


       

      Замена элемента

       


       

      Рисунок 2 – Схема оценки срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводов

    4. Провести прочностную оценку элементов с дефектами: -овализация – в соответствии с Р 51C31323949C42C99 [13];

      -гофры и вмятины – в соответствии с рекомендациями по оценке прочности и устой-чивости трубопроводов [14];

      -поверхностная коррозия и эрозионное утонение стенки – в соответствии с Р 51C31323949C42C99 [13].

      Прочностная оценка элементов с дефектами в кольцевых сварных швах проводится в соответствии с Временной методикой ОАО «Газпром» [8].

    5. Если по результатам расчeта на статическую прочность дефект определяется как недопустимый, то принимается решение о замене элемента. Если же дефект допустим – про-водится оценка срока безопасной эксплуатации элемента с дефектом в соответствии с реали-зуемым механизмом накопления повреждений и развития дефекта.

      1. При утонении стенок труб и отводов вследствие коррозии и эрозии необходимо принять скорость износа по фактическому состоянию и оценить время достижения предель-ного состояния.

      2. Для трещиноподобных дефектов следует рассчитать число циклов, необходимое для достижения критических размеров дефекта (предельное состояние трещины) с учeтом вязкого роста трещины в соответствии с Временной методикой ОАО «Газпром» [8].

      3. Для труб и отводов с вмятинами и гофрами, для сварных швов со смещением кро-мок оценка срока безопасной эксплуатации должна проводиться на основе критериев мало-цикловой усталости и выносливости в соответствии с приложением В.

    1. Провести расчeт на циклическую прочность труб и отводов, в которых не были выявлены дефекты и повреждения, исходя из их фактического технического состояния с уче-том действующих статических и динамических нагрузок в соответствии с приложением В. Определить срок безопасной эксплуатации по критериям малоцикловой усталости и выно-сливости.

    2. Провести расчeт на циклическую прочность тройников в соответствии с приложе-нием Г.


 

  1. Заключительная часть работ. Оформление выходной документации


     

    1. По результатам оценки срока безопасной эксплуатации по каждому элементу при-нимается (см. раздел 6) одно из следующих решений:

      -продление срока эксплуатации не менее чем на 10 лет без ограничений по режимам эксплуатации, предусмотренных проектом;

      -продление срока эксплуатации не менее чем на 10 лет при условии мониторинга тех-нического состояния и/или нагрузок;

      -вывод элемента из эксплуатации с заменой или с ремонтом.

    2. Срок безопасной эксплуатации ТПО КС в целом определяется по элементу с мини-мальным сроком безопасной эксплуатации из всех элементов ТПО.

    3. При продлении срока эксплуатации элемента без ограничений режимов эксплуата-ции или при замене элемента мониторинг технического состояния элемента не назначается.

    4. При продлении срока эксплуатации элемента с дефектом, в т.ч. после ремонта, наз-начается мониторинг его технического состояния. Регламент мониторинга разрабатывается с учeтом фактического технического состояния и действующих статических и динамических нагрузок.

    5. Мониторинг статической нагрузки может быть назначен для участков трубопрово-дов с повышенным уровнем НДС и/или склонным (по результатам геодезических измерений) к отклонению от проектного положения в соответствии с СТО Газпром 2C2.3C220.

    6. По результатам анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной докумен-тации, данных технического диагностирования, выполнения расчeтов НДС диагностическая организация составляет отчeт и выдаeт экспертное заключение о техническом состоянии, ука-зывает срок и условия безопасной эксплуатации технологических трубопроводов «высокой стороны» КС при условии выполнения назначенных диагностической организацией компен-сирующих мероприятий.


       

  2. Требования безопасности при проведении работ (требования безопасности жизни и здоровья граждан)

    1. К проведению работ по неразрушающему контролю допускаются специалисты, прошедшие специальную теоретическую подготовку, практическое обучение и аттестацию в соответствии с ПБ 03C440C02 [15].

    2. Рабочие места при проведении работ должны соответствовать требованиям СП 2.2.1.1312C03 [16].

    3. На рабочих местах, где проводятся работы с электрооборудованием, должны быть обеспечены условия электробезопасности в соответствии с требованиями ПОТ Р МC016C2001, РД 153C34.0C03.150C00 [17].

    4. В случае выполнении контроля на высоте должны быть обеспечены условия его проведения в соответствии с требованиями ПОТ Р МC012C2000 [18].

    5. Все специалисты, участвующие в работах по оценке технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, должны знать и выполнять общие правила безопасности, установленные для работников КС, ДКС, КС ПХГ или СОГ ОАО «Газпром», где проводятся работы, а также требования Правил безопасности [19], ПБ 03C517C02 [20] и ПБ 08C624C03 [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 поверхности трубы. При неудовле-творительных результатах осмотра определяется граница дефектного участка, делается вывод о проведении более детального обследования другими методами неразрушающего контроля (магнитопорошковый или ультразвуковой).

А.1.2 Визуальный и измерительный контроль поверхности трубы, сварных соединений и основного материала в околошовной зоне выполняется с целью выявления недопустимых поверхностных дефектов (трещин, расслоений, забоин, вмятин, раковин, пор, подрезов и т.д.), отклонений по взаимному расположению элементов сварного узла. Визуальный и изме-рительный контроль выполняется с применением технических средств в соответствии с ГОСТ 23479 и РД 03C606C03 [9].

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

А.1.4 Сварные швы труб должны быть плотными; непровары и трещины любой протя-женности и глубины не допускаются. В металле труб не допускается наличие трещин, плен, рванин, закатов, а также расслоений длиной свыше 80 мм в любом направлении. Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, подрезов, непроваров, утяжин, осевой рыхлости и других дефектов формирова-ния шва.

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

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

-наличие контакта между трубопроводом и опорой; -перекос опорных поверхностей;

-смещение опорной поверхности трубопровода относительно центра опоры в попе-речном и осевом направлениях;

-количество и качество вставок, установленных для устранения зазоров; -наличие трещин и разрушений, раскачивания опор в грунте.

Крепeжные детали (шпильки, болты, гайки) отбраковываются, если выявлены трещи-ны, срывы, выкрашивание ниток резьбы, коррозионный износ резьбы, изгиб болтов, шпилек, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней и скругление рeбер болтов и гаек.

А.2 Толщинометрия

А.2.1 Ультразвуковой контроль толщины стенки трубопроводов осуществляется на каждом прямом участке трубопровода через 5 м, катушке, тройнике, отводе и в околошовной зоне в соответствии с инструкцией по контролю толщин стенок отводов надземных газопро-водов [22].

А.2.2 Оценка результатов контроля состоит в сравнении измеренных значений толщи-ны стенки с данными сертификатов труб или предыдущих диагностических обследований.

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

А.2.4 При обнаружении значительного отклонения толщины стенки в отдельных кон-трольных точках формулируется вывод о необходимости проведения мониторинга в этих местах для подтверждения обнаруженного дефекта и определения его характера.

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


 

А.3 Измерение твeрдости материала

А.3.1 Механические (прочностные) характеристики металла определяются по изме-ренным значениям твeрдости по ГОСТ 22761 или могут определяться по диаграмме вдавлива-ния с помощью специализированного приборного оборудования (например, с помощью при-бора ПИМCДВC01, который позволяет определять такие характеристики металла, как предел прочности, предел текучести, относительное удлинение, относительное сужение, твeрдость по Бринеллю, твeрдость по Виккерсу).

А.3.2 Места измерения твeрдости совпадают с местами измерения толщины стенки. Особое внимание обращается на участки, работающие в наиболее сложных условиях: вблизи отводов, в тройниках, врезках, местах сужения трубопроводов, перед арматурой и после неe, в местах скопления веществ, вызывающих коррозию, в застойных зонах, дренажах, тупико-вых и временно неработающих участках, воротниках фланцев.

А.3.3 По результатам замера твeрдости металла и сварных соединений даeтся оценка их прочностных характеристик по ГОСТ 22761.

А.3.4 В случае если полученный результат показывает, что твeрдость металла на участ-ке трубопровода (или сварного соединения) не соответствует НТД, то металл такого участка

подлежит, по решению диагностической организации, дополнительным исследованиям с целью подтверждения заявленных характеристик металла (марок стали), например, проведе-нием 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 в околошовной зоне выполня-ется с целью выявления недопустимых дефектов.

А.4.2 Проведение ФЗК позволяет значительно сократить трудозатраты 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 соединений на стадии эксплуатации проводится в соответствии с Временной методикой ОАО «Газпром» [8]. Остальные типы сварных соединений на этапе эксплуатации контролируются в соответствии с СТО Газпром 2C2.4C083.

А.5.2 Ультразвуковой контроль сварных соединений после ремонта или замены элемента трубопровода выполняется в соответствии с СТО Газпром 2C2.4C083.

А.6 Геодезические обследования

А.6.1 Геодезические обследования проводятся для надземной и подземной ТПО (в шурфах) по точкам базовой паспортизации с дополнительными замерами по верхней обра-зующей трубопроводов, если длина прямого участка превышает 3,5 м.

А.6.2 Проверке также подвергается вертикальность основных несущих конструкций

ТПО.


 

А.7 Акустико-эмиссионный контроль

А.7.1 Решение о необходимости проведения АЭК подземных трубопроводов (в шур-фах) принимается экспертной группой и проводится в соответствии с ПБ 03C593C03 [10].

А.7.2 Основная цель АЭК: обнаружить развивающиеся дефекты и определить области их вероятного расположения с целью последующей идентификации характера источника АЭ другими средствами и методами неразрушающего контроля.

А.7.3 АЭК проводится при пневмо-или гидроиспытаниях.

Пневмоиспытания производятся путем стравливания или заполнения технологическим газом технологических коммуникаций КС от и до величины входного давления КЦ при нера-ботающих ЦБН. При гидроиспытаниях ТПО выдерживают под давлением 1,25Рраб в течение 24 ч. Скорость подъeма давления должна находиться в пределах от 0,002Рисп до 0,02Рисп

в минуту. Давление в трубопроводе поднимают наполнительными агрегатами до величины максимально возможной по их техническим характеристикам, а затем – опрессовочным агре-гатом – до давления испытания на прочность. Контроль давления должен осуществляться в начале, в конце и в верхней точке испытываемого участка трубопровода не реже одного раза в 10 мин. с помощью дистанционных самопишущих приборов. При отсутствии дистанционных самопишущих приборов для контроля давления должны применяться поверенные, опломби-рованные и имеющие паспорт манометры класса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного значения. Герметичность затворов арматуры в зави-симости от еe назначения и условного прохода должна соответствовать ГОСТ 9544 или стан-дартам и техническим условиям на конкретные виды арматуры.

А.8 Особенности обследования подземных трубопроводов

А.8.1 Целью работ является выявление наиболее подверженных коррозии участков трубопроводов, оценка состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводов, оцен-ка состояния системы ЭХЗ и защищeнности подземных трубопроводов.

А.8.2 Интегральная оценка защитных покрытий трубопровода должна выполняться в соответствии с 6.2.12.1 ГОСТ Р 51164, на основании данных о силе тока установок катодной защиты и распределения потенциалов вдоль трубопровода, а также выборочно – методом катодной поляризации.

А.8.3 Защитные покрытия трубопроводов контролируются по показателям и нормам таблицы 1 ГОСТ Р 51164, а также нормам таблиц 2 и 3 ГОСТ Р 51164 по следующим показате-лям: адгезия в нахлeсте (пункт 9 таблицы 2), адгезия к стали (пункт 10 таблицы 2 и пункт 4 таблицы 3) в соответствии с 6.2.1 ГОСТ Р 51164. Допускается контролировать адгезию мастич-ного покрытия методом выреза треугольника с углом около 60° и сторонами 3–5 см с после-дующим снятием покрытия ножом от вершины надреза. Адгезия покрытия считается удовле-творительной, если вырезанный треугольник отслаивается только с приложением усилия, при этом наблюдается когезионный характер отслаивания по всей площади трубы под вырезан-ным треугольником в соответствии с 6.2.6 ГОСТ Р 51164.

А.8.4 Контролируется ширина нахлeста смежных витков, которая при однослойном нанесении составляет не менее 3 см, при двухслойном покрытии наносимый виток должен перекрывать уложенный на 50 % его ширины плюс 3 см в соответствии с 6.2.6 ГОСТ 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 защиты требованиям ГОСТ Р 51164, а также правил [23–25].

Приложение Б

(обязательное)


 

Нормирование уровней вибрации


 

Б.1 Используемые для оценки вибросостояния трубопроводов нормы, представленные для НЧCвибрации – в таблице Б.1 и для ВЧCвибрации – в таблице Б.2, базируются на экспе-риментальных данных, полученных при диагностических обследованиях трубопроводов КС ОАО «Газпром» и соответствуют СТО Газпром 2C2.3C324.

Б.2 Градация зон вибрационного состояния

Б.2.1 Зона А – в эту зону попадает, как правило, вибрация трубопроводов, вводимых в эксплуатацию, новых и реконструированных КЦ или вибрация после ремонта трубопроводов и их опор.

Б.2.2 Зона В – трубопроводы, вибрация которых попадает в эту зону, обычно могут считаться пригодными для дальнейшей эксплуатации без ограничения сроков.

Б.2.3 Зона В1 – трубопроводы, вибрация которых попадает в эту зону, обычно могут считаться пригодными для дальнейшей эксплуатации без ограничения сроков, но имеются конструктивные или эксплуатационные условия, способные привести к ухудшению их техни-ческого состояния.

Б.2.4 Зона С – трубопроводы, вибрация которых попадает в эту зону, обычно рассма-триваются как непригодные для длительной эксплуатации.

Б.2.5 Зона Д – уровни вибрации в данной зоне обычно рассматриваются как достаточ-но серьeзные, для того чтобы вызвать повреждение трубопроводов.

Б.3 Нормами установлены значения границ зон вибрационного состояния трубопрово-дов по НЧ-и ВЧCвибрации (таблицы Б.1 и Б.2 соответственно).

Б.4 Оценка вибросостояния трубопроводов

Б.4.1 Оценка вибросостояния трубопроводов проводится отнесением зарегистриро-ванного общего уровня вибрации Ve (мм/с) к соответствующей зоне вибросостояния для каж-дого из обследованных режимов работы ГПА и КЦ. По результатам оценки вибросостояния делается вывод о дальнейшей эксплуатации КЦ или ГПА, определяются рекомендуемые огра-ничения на режимы работы, в частности, запрещeнные режимы, а также назначаются перио-дичность и точки для последующих контрольных измерений.

Б.4.2 Оценка вибросостояния трубопроводов выполняется по наихудшей из оценок по НЧ-и ВЧCвибрации.

Таблица Б.1 – Нормы НЧCвибрации трубопроводов для диапазона частот от 4 до 100 (200) Гц включительно


 

Границы зон вибросостояния

Общий уровень Ve, мм/с

 

Трубы и соединительные фасонные изделия

Корпуса ЗРА

А/В

4,5

3

В/В1

11

7

В1/С

18

18

С/Д

28

28


 


 

Таблица Б.2 – Нормы ВЧCвибрации трубопроводов для диапазона частот от 100 (200) до 1500 (2000, 2500) Гц включительно


 

Границы зон вибросостояния

Общий уровень Ve, мм/с

А/В

10

В/В1

25

В1/С

35

С/Д

45

Приложение В

(обязательное)


 

Оценка срока безопасной эксплуатации трубопровода по критерию малоцикловой усталости и выносливости


 

В.1 Уточнeнная оценка накопленного повреждения

В.1.1 В соответствии с ПНАЭ ГC7C002C86 [26] определение допускаемого числа циклов по заданным амплитудам напряжений проводится по формулам, связывающим амплитуды условных упругих напряжений и числа циклов. Для экспрессCоценки можно использовать расчeтные кривые усталости, приведенные на рисунках В.1 и В.2.

В.1.2 Если процесс нагружения состоит из ряда циклов, характеризуемых амплитудами напряжений (aF)i, максимальными напряжениями (F)max i и соответствующими числами

циклов Ni, то должно выполняться условие прочности по накопленному усталостному повC

реждению.

В.1.3 Допускаемая амплитуда условного упругого напряжения [aF] или допускаемое число циклов [N0] при максимальном напряжении цикла (F max) для сталей при [N0 106 равны минимальному значению из двух, определяемых по формулам:

c

 

c

 

[aF  TeT(4nN[N0 ])

 (T)[(4nN[N0 ])

e1;

(В.1)


 

 

c

 

c

 

 

[aF  {TeT(4[N0 ])

 (RT)[(4[N0])

e1}1,

(В.2)


 

где nnN – коэффициенты запаса прочности по напряжениям и по числу циклов;

mme – характеристики материала;

RT

 

m – временное сопротивление при расчeтной температуре, МПа;

ET – модуль упругости при расчeтной температуре, МПа;

RT

 

-– характеристика прочности, принимаемая равной:

-m

 

RT  RT (11,4 10T ),


 

(В.3)


 

где eT – характеристика пластичности, зависящая от значения T, определяется по формуле

-c


 

image

* T

100

()max

 Rp0,2

e- 1,15 lg 

c

 

100  T

,

2T

(В.4)


 

где R

 

T p0,2

– предел текучести при расчeтной температуре,

F max

 

или при (* )

 R

 

T p0,2

по формуле


 

eT  1,15 lg


 

100 ,

image

c

 

-100  T

(В.5)

F

 

где (* ) – максимальное значение условных упругих напряжений за всю историю нагружения;

T – относительное сужение поперечного сечения образца при статическом разруше-нии при растяжении при расчeтной температуре, %.

При T  50 % следует принимать T T, а при T  50 % – T = 50 %.

-c

c

 

В.1.4 Если характеристика пластичности eT определяется по значению T, полученно-му путeм испытаний на статическое растяжение, то используют формулы:

| (* ) |  RT

e 0,005  F max p0,2

image

при ( )

image

 R;


 

(В.6)

image

-2T

F max p0,2


 

eT  0,005T

image

при ( )

image

 RT .

(В.7)

-F max p0,2


 

m

 

В.1.5 Для характеристик TTRT принимаются минимальные значения в интервале рабочих температур. Коэффициент запаса прочности по напряжениям n принимается рав-ным 2, а по числу циклов nN принимается равным 10.

–1

 

В.1.6 Показатели степени mme и предел выносливости RT

определяются в соответC

ствии с таблицей В.1.

В.1.7 Если допускаемое число циклов [N0] меньше или равно 106, то определение допу-скаемой амплитуды условного упругого напряжения [aF] или допускаемого числа циклов [N0] необходимо проводить по формулам:

[aF  TeT(4nN[N0 ]) T ;

(В.8)

C


 

T T

aF 0

1


 

m T 1


 

(В.9)

[  {E

 e-(4[])

 R1}n ,


 

–1

 

где RT

– предел выносливости при симметричном цикле осевого растяжения – сжатия

при расчeтной температуре, МПа.


 

–1

 

Таблица В.1 – Формулы расчeта значений RT

image

и me


 

Обозначение

R 700, МПа

m

  R 1200, МПа

m

RT

–1

0,4 RT

m

(0,54 – 2·10–4RT )RT

m m

m

0,5

0,36 + 2·10–4RT

m


 

me

RT

0,132lg m (1 1,4 10 T)

RT

1

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

В.1.8 Остаточное напряжение учитывают в том случае, если оно является растягиваю-щим, и в рассматриваемой зоне детали амплитуда местного условного упругого напряжения от механических и тепловых нагрузок ни при одном из типов циклов нагружения не превы-шает предела текучести при температуре 293 K (плюс 20 C). Допускается принимать остаточ-ное напряжение, равное пределу текучести при температуре 293 K (плюс 20 C).

В.1.9 При определении зависимости изменения напряжений остаточное напряжение учитывается алгебраическим суммированием его составляющих с составляющими напряже-ний от эксплуатационных механических и тепловых нагрузок.

В расчeте нетермообработанных сварных соединений с неполным проплавлением напряжение (F)max принимается равным пределу текучести при плюс 20 C.

В.1.10 Допускаемую амплитуду напряжений для сварного соединения [aF]s вычисляют

по формуле

[aF ]s  s[aF ],

(В.10)


 

где [aF] – амплитуда допускаемых условных упругих напряжений, определяемая по рас-чeтной кривой усталости или соответствующей формуле для основного материала при заданC

ном числе циклов;

s – коэффициент, зависящий от вида сварки свариваемых материалов и термообра-ботки после сварки (s  1).

В.1.11 Значения s для ряда сварных соединений приведены в таблице В.2. Коэффици-ент s используется совместно с расчетной кривой усталости того основного материала, по отношению к которому определен s.

Таблица В.2 – Значения коэффициента s


 

Метод сварки

Свариваемые стали

Вид термообработки после сварки

s


 

Ручная дуговая

Малоуглеродистая

Без термообработки

0,8

Отпуск

1,0

Низколегированная

Независимо от вида термообработки

1,0

Автоматическая электродуговая

Малоуглеродистая

Без термообработки

0,9

Отпуск

1,0

Низколегированная

Независимо от вида термообработки

1,0

Аргонодуговая

Низколегированная

Без термообработки

1,0

Отпуск

1,0


 

В.1.12 Условие прочности при наличии различных циклических нагрузок проверяется

по формуле


 

Ni

[N

 

1

]i

 aN [aN ],

(В.11)

где Ni – число квазистатических циклов iCго типа за время эксплуатации;

– общее число типов квазистатических циклов;

[N0]i – допускаемое число квазистатических циклов iCго типа;

aN – накопленное усталостное повреждение, предельное значение которого [aN] = 1. В.1.13 В общем случае

N  {a1  a2  a3 [aN ],

(В.12)


 

где a1 – повреждение от квазистатических циклов напряжения, на которые не наложены динамические напряжения;

a2 – повреждения от динамических напряжений при постоянных эксплуатационных напряжениях (стационарные режимы);

3

 

a3 – повреждения от динамических напряжений в течение циклов квазистатических напряжений на переходных эксплуатационных режимах a* и при прохождении резонансных

3

 

частот a**

в тех же циклах.

В этом случае


 

a3 a* a**. (В.13)

3 3

В.1.14 Накопленные повреждения a1 и a2 определяются по формуле (В.11). Накоплен-ные повреждения a3 рассчитывают в соответствии с В.3.

В.2 Экспресс-оценка накопленного повреждения

В.2.1 При экспрессCоценке в интервале температур от плюс 20 -до плюс 350 -в рас-чeте используют следующие расчeтные кривые усталости:

-при значениях RT

 300 МПа, RT

 200 МПа, RT /RT

 0,5, ZT    и

m p0,2

m p0,2

ET  175 ГПа расчeтная кривая усталости приведена на рисунке В.1;

-при значениях RT

 400 МПа, RT

 350 МПа, RT /RT

 0,6, ZT    и

m p0,2

m p0,2

ET  190 ГПа расчeтная кривая усталости приведена на рисунке В.2.

В.2.2 Расчeтные кривые на рисунках В.1–В.2 получены с учетом максимального влия-ния среднего напряжения и коэффициентов запаса ns = 2 и nN = 10.

В.2.3 Расчeтные кривые усталости, приведeнные на рисунках В.1–В.2, построены при температуре плюс 350 C. При определении допустимого числа циклов для температур ниже плюс 350 -или модуля упругости, отличающегося от указанных выше значений, значения [aF] по расчeтным кривым на рисунке В.1–В.2 умножаются на отношение модуля упругости при заданной температуре к модулю упругости при плюс 350 C.

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

image

[aF], МПа


 

103


 

102


 

101


 

101

102

103

104 105 106 [N0]


 

Рисунок В.1 – Расчeтная кривая усталости при

RT 20

T T T T

m  300 МПа, Rp0,2  200 МПа, Rp0,2 /Rm  0,5; Z

   и E

 175 ГПа, T = +350 C


 

image

[aF], МПа


 

103


 

102


 

101


 

101


 

102


 

103


 

1010106 [N0]


 

Рисунок В.2 – Расчeтная кривая усталости при

RT 20

T T T T

m  400 МПа, Rp0,2  350 МПа, Rp0,2 /Rm  0,6; Z

   и E

 190 ГПа, Т = +350 С

В.3 Учeт вибрации

В.3.1 В тех случаях, когда НЧ циклические напряжения, связанные с «пуском–остано-вом», изменением мощности и т.д., сопровождаются наложением ВЧCнапряжений, например, вызванных вибрацией, пульсацией потоков газа, расчeт на циклическую прочность проводит-ся с учeтом динамического напряжения.

В.3.2 Исходные данные о динамическом напряжении (амплитуда a, частота ), полу-чаются путeм анализа результатов измерений при эксплуатации или путeм их расчeта.

В.3.3 Сочетания квазистатического циклического напряжения с амплитудой (aF) и частотой f0 и наложенного динамического напряжения с амплитудой a и частотой вызы-вает снижение допускаемого числа эксплуатационных циклов от [N0] до [N], определяемого по формуле

0

 

[]

image

[ ,

æ


 

(В.14)


 

где

æ  коэффициент снижения долговечности при наложении высокочастотных

*

циклов, используемых при определении повреждения a3.

3

 

В.3.4 Для цикла iCго типа повреждение a* определяют по формуле


 

image

*


 

(В.15)

(a3 )i  æi Ni

[N0 ]i .


 

В.3.5 Коэффициент

æ, независимо от степени концентрации напряжений, остаточC

ных напряжений, максимального напряжения цикла, значения номинальных напряжений и температуры, определяется по номограммам, приведенным на рисунке В.3 (приложение В), или вычисляется по формуле

image

a

⎛ ⎞ (a )

f

image

æ   ⎟ ,

(В.16)

⎝ 


 

где f0 = 1/(t1 t2– частота эксплуатационного цикла, определяемая без учeта периода вреC

мени, в течение которого происходит наложение динамических напряжений на квазистатиче-ские напряжения (рисунок В.4);

(a) – амплитуда приведенных квазистатических напряжений без учeта концентрации напряжений;

 – коэффициент, зависящий от материала, принимаемый из значений таблицы В.3 . При отсутствии экспериментальных данных значение  принимается равным 2.

Таблица В.3 – Значения коэффициента 


 


 

Вид материала

Углеродистая сталь

RT

m  500 МПа

Сталь перлитного класса

  R 800 МПа

m

R 800 МПа

m

1,3

1,8

1,9


 


 

image

ae


 


 

0,20

a/(a) = 0,3

0,25


 

0,15


 


 

101


 

0,05

0,10


 

100 101

102 103 104

f/f0

Рисунок В.3 – Значения æ

m

 

для сталей и их сварных соединений с R 500 МПа


 

image

image

image

a

 

() 1/f


 

2(a)

 

t


 


 

ttt2


 

Рисунок В.4 – Форма цикла при двухчастотном нагружении

В.4 Определение срока безопасной эксплуатации

В.4.1 В результате расчeта определяют накопленное усталостное повреждение aN за время эксплуатации. При расчeте срока безопасной эксплуатации считается, что повторение эксплуатационных режимов на последующий период эксплуатации соответствует предше-ствующему периоду.

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

⎛ 

image

tост  tэ  a

1,

(В.17)

⎝ 


 

где tэ – время эксплуатации объекта на момент оценки.

Приложение Г

(обязательное)


 

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 ТР необходимо выполнить рас-чeт ТПО от действия нагрузок.

Г.1.2 При расчeте следует учитывать следующие виды нагрузок: -давление;

-температурные нагрузки; -кинематические нагрузки;

-реакции от присоединeнного оборудования;

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

-вибрационные нагрузки.

Г.1.3 Расчeт выполняется для каждого расчeтного режима эксплуатации. Результатом расчeта являются внутренние силовые факторы (три силы: осевая и поперечные; три момен-та: крутящий и изгибающие) в двух из трeх сечениях участка трубопровода (рисунок Г.1, сече-ния АCА и БCБ или АCА и ВCВ) с тройником.

Г.1.4 При определении внутренних силовых факторов допускается использование экс-периментальных данных по НДС трубопроводов. Экспериментальное определение параме-тров деформирования трубопроводов должно сопровождаться расчeтным анализом. Для рас-чeтов рекомендуется использовать МКЭ.

image


 

Рисунок Г.1 – Расчeтные сечения (сварной ТР с воротником и накладкой)

Г.2 Определение НДС тройника

Г.2.1 При расчeте НДС ТР используют модель линейноCупругого поведения конструк-тивных материалов. В тех случаях, когда максимальное значение приведенных напряжений без учeта концентрации превышают 2Rp0,2, используют упругопластическую модель поведе-ния конструкционных материалов. Расчeт выполняют в предположении изотропности мате-риала. При оценке циклической прочности за пределами упругости используют напряжение, называемое условным упругим. Это напряжение равно произведению упругопластической деформации в рассматриваемой точке на модуль упругости.

Г.2.2 Настоящий стандарт допускает использование любых вычислительных комплек-сов или методов расчeта НДС, но при этом возможности расчeтного метода и/или комплекса должны позволять моделировать ТР в виде пространственной модели. Рекомендуемым мето-дом численного расчeта НДС является МКЭ.

При создании пространственной расчeтной модели допускается использовать методы теории оболочек и объeмное моделирование.

Г.2.3 Определение НДС ТР проводят для всех эксплуатационных режимов. В качестве нагрузок при расчeте ТР используют внутреннее давление и внутренние силовые факторы, полученные из расчeта трубопроводов. Внутренние силовые факторы (силы и моменты в тру-бопроводе) прикладывают в двух из трeх сечениях трубопровода (см. рисунок Г.1, сечения АCА и БCБ или АCА и ВCВ), третье сечение жeстко защемляется. В расчeтной модели длины участ-ков присоединeнных к ТР трубопроводов должны быть выбраны достаточными, чтобы не вызывать дополнительных краевых сил и моментов и адекватно моделировать условия при-варки ТР к трубопроводу.

Г.2.4 НДС ТР определяют в соответствии с алгоритмом, приведенным на рисунке Г.2. Расчeт необходимо выполнить для двух наиболее нагруженных точек тройника А, Б. Наибо-лее нагруженные точки ТР выбирают с той стороны (относительно плоскости симметрии), где напряжения с учeтом изгибающих нагрузок максимальны.

Г.2.5 Для модели в оболочечной постановке расчeт НДС ТР проводят в следующей последовательности:

Г.2.5.1 Для наиболее нагруженных точек ТР определяют историю нагружения от момента начала нагружения t1 до момента окончания нагружения tm.

Для каждого из моментов t1 вычисляют значения компонент тензора напряжений x,

yzxyyzxz и эквивалентные напряжения для наиболее нагруженных точек ТР в сечеC

ниях АCА, БCБ (рисунок Г.3, точки А, Б) с использованием модели линейноCупругого поведе-ния конструктивных материалов.


 

image

Построение расчeтной схемы в соответствии с Г.2.3


 

Расчeт НДС с использованием модели линейноCупругого поведения конструктивных материалов (модель объeмная или оболочечная)


 

Оболочечная модель Объeмная модель


 

Вычисление максимальных размахов напряжений (напряжения без учeта концентрации)

Вычисление максимальных напряжений с учетом концентрации


 

Вычисление напряжений с учeтом концентрации напряжений по известным коэффициентам концентрации

Геометрия модели точно описывает концентраторы в реальной конструкции

Нет Да


 

p0,2

 

Максимальные значения размахов напряжений превышают 2T


 

Нет Да

Вычисление максимальных размахов осреднeнных по толщине стенки напряжений


 

Вычисление максимальных размахов напряжений непосредственно

Упрощенный упругоC

пластический расчeт

Полный упругоC

пластический расчeт

и учeт концентрации напряжений

по коэффициентам

из расчeта объeмной

модели


 

p0,2

 

Максимальные значения размахов напряжений превышают 2RT


 

Нет Да


 

Упрощенный упруго-пластический расчeт

Полный упруго-пластический расчeт


 

Максимальное условное упругое напряжение для соответствующего расчeтного режима


 

Рисунок Г.2 – Алгоритм определения НДС тройника


 

image

Сварной тройник с воротником


 

Сварной тройник с воротником и боковыми накладками


 

Рисунок Г.3 – Расчeтные сечения ТР и зоны максимальных напряжений


 

Эквивалентные напряжения без учeта концентрации находят по формуле


 

( 

1 {[(


 

(

) ]2 [(


 

 (

) ]2 

image

э t 2

t y t y t z t

[(z )t (

)t ]2  6[(xy ) (yz)2  (z)2]}0,5.

(Г.1)

t t t

По шести компонентам НДС определяют размах отдельных составляющих напряже-ний ΔxΔyΔzΔxzΔxyΔyzΔ1Δ2Δкак разность напряжений между двумя момен-тами нагружения по формулам:

(Δx )t,t (x )t  (x )t1; (Δy )t,t (y )t  (y )t1; (Δ z )t,t ( z )t  ( z )t;

(Δxy )t,t  (xy ) (xy )t1; (Δyz )t,t (yz ) (yz ); (Δ zx )t,t (zx ) (zx ) t.

Г.2.5.2 Размах напряжений с учeтом концентрации определяют по формуле

(Δ

 K

1 {[(Δ )

 (Δ

) ]2  [(Δ )

 (Δ

) ]2

image

t,t 2

x t,t1 y t,t1 y t,t1 z t,t1

[(Δz )t,t 1  (Δx )t,t 1 ]2  6[(Δ xy )2t 1  (Δ yz )2t 1  (Δ zx )2

1 ]}0,5 ,

(Г.2)

  t, 

t, 

t,t

где K – коэффициент концентрации напряжений.

Г.2.5.3 Если максимальное значение эквивалентных напряжений без учeта концентра-ции во все моменты нагружения не превышает двух пределов текучести, то дальнейший рас-чeт выполняют в соответствии с Г.2.7. Если максимальное значение эквивалентных напряже-ний без учeта концентрации хотя бы в одном из моментов нагружения превышает два преде-ла текучести, то дальнейший расчет рекомендуется выполнять в соответствии с Г.2.8.

Г.2.6 Для модели в объeмной постановке расчeт НДС ТР проводится в следующей последовательности:

Г.2.6.1 Для наиболее нагруженных точек ТР определяют историю нагружения, от момента начала нагружения tдо момента окончания нагружения tm. Для каждого из

моментов вычисляют значения компонент тензора напряжений xyzxyyzxz и эквиваC

лентные напряжения для наиболее нагруженных точек ТР в сечениях АCА, БCБ (см. рисунок Г.3, точки А, Б) с использованием модели линейноCупругого поведения конструктивных материалов.

Г.2.6.2 В случае достоверного описания концентраторов в расчeтной модели максиC

мальные эквивалентные напряжения получают непосредственно из расчeта по формуле (Г.2) при K = 1, с учeтом Г.2.5.1.

Г.2.6.3 В случае недостаточно достоверного описания концентраторов в расчeтной модели используют осреднeнные по толщине стенки напряжения и коэффициенты концен-трации напряжений.

Осреднeнные по толщине стенки напряжения получают методом линеаризации для каждого расчeтного сечения по следующим зависимостям:

-мембранная составляющая напряжений:


 

h

image

2

image

m   h  dx,

  • h

2

(Г.3)


 

где – толщина стенки;

-изгибная составляющая напряжений:


 

12

image

3

 

b  az 

h

h


 

image

2

 xdx.

  • h

2


 

(Г.4)


 

Графическая иллюстрация вышеизложенных зависимостей приведена на рисунке Г.4 .


 

image

Изгибная составляющая напряжений


 

Нелинейная составляющая

 напряжений


 


 

Мембранная составляющая напряжений


 

b


 


 

m


 

Х

х

h/2 h/2


 


 

Рисунок Г.4 – Определение максимальных размахов напряжений


 

Значение осреднeнных по толщине стенки напряжений определяют как сумму изгиб-ной и мембранной составляющей.

Размах напряжений с учeтом концентраторов определяют по формуле (Г.2), в которой приращения напряжений определены по осреднeнным по толщине стенки напряжениям.

Г.2.6.4 Если максимальное значение эквивалентных напряжений без учeта концентрации во все моменты нагружения не превышает двух пределов текучести, то дальнейший рас-чeт выполняют в соответствии с Г.2.7. Если максимальное значение эквивалентных напряже-ний без учeта концентрации хотя бы в одном из моментов нагружения превышает два преде-ла текучести, то дальнейший расчет рекомендуется выполнять в соответствии с Г.2.8.

Г.2.7 Упрощенный упругопластический расчeт

Г.2.7.1 Выполняется пересчeт напряжений для зон концентрации, полученных при выполнении упругого расчeта, в условные упругие напряжения.

Расчeт выполняют по формуле


 

 


 

Г.2.7.2 Допускается расчeт условных упругих напряжений в зонах концентрации по другим расчeтным моделям, отличающимся от формулы (Г.5). За обоснование применения других моделей несeт ответственность диагностическая организация, выполняющая расчeт.

Г.2.8 Полный упругопластический расчeт

В результате полного упругопластического расчeта с учетом концентрации напряже-ний для каждого расчeтного режима определяют деформации xyzxyyzxz.

Значения условных упругих напряжений определяют с помощью зависимостей:


 

По найденным таким образом компонентам НДС находят приведенные напряжения. Найденные значения являются приведенными местными условными упругими напряжениями.

При выполнении упругопластического расчeта необходимо выполнить следующие требования:

-модель неупругого поведения материала – упругопластическая с упрочнением; -модель упрочнения материала – кинематическая;

-тип кривой напряжение – деформация, используемой при упругопластическом рас-чeте, – истинная кривая растяжения материала;

-критерий начала текучести – Хубера – Мизеса.

При неупругом расчeте рекомендуется учесть возможность наличия больших переме-щений.

Г.3 Оценка срока безопасной эксплуатации тройника

Оценка срока безопасной эксплуатации ТР по критерию малоцикловой усталости и выносливости проводится в соответствии с приложением В.

Приложение Д

(рекомендуемое)


 

Форма заключения по сроку безопасной эксплуатации технологических трубопроводов


 

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель диагностической организации

/ /

(подпись) (расшифровка подписи)

« » 200_ г


 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

по сроку безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

М.П.

г. Москва « » 200_г.

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

    (наименование эксплуатирующей организации)

  2. КС, номер КЦ и наименование участка

  3. ОрганизацияCпроектировщик

    (наименование организации)

  4. Характеристика участка трубопровода

    -диаметры труб -толщины стенок -рабочее давление -тип изоляции -рабочие температуры

  5. Характер деградации металла труб или дефектов


     

    image

  6. Степень опасности дефектов

  7. Техническое состояние участка трубопровода по актам обследования и рекомендации

    по его восстановлению


     

    image

  8. Срок безопасной эксплуатации

  9. Рекомендации по контролю технического состояния участка трубопровода


 

image

Ответственный исполнитель работ / /

(должность, подпись) (расшифровка подписи)

Исполнители работ / /

(должность, подпись) (расшифровка подписи)

/ /

(должность, подпись) (расшифровка подписи)

Приложение Е

(рекомендуемое)


 

Пример расчeта оценки срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводной обвязки

Е.1 Трубопроводный участок линии всасывания ГПА, представленный на рисунке Е.1, содержит 16 элементов: 9 КТ, пять 90 ОТ, один ТР люкаCлаза, один кран

№ 1 и 16 сварных стыков.


 

image

6 8

4

 

9 10 11


 

12

13


 


 

2 ОТ (90)


 

1

14 16

15


 


 

Рисунок Е.1 – Схема трубопроводного участка линии всасывания ГПА


 

Е.2 Анализ имеющейся проектной, исполнительной и эксплуатационной документа-ции (см. раздел 5) показал, что объект эксплуатируется 20 лет без замены элементов и наруше-ния условий эксплуатации и аварийных ситуаций, при проектном давлении 7,5 МПа и макси-мальном перепаде температур по замыканию «красного» стыка 20 С. Цикличность работы трубопроводного участка в среднем составляет два «пуска–останова» в неделю.

Е.3 Данные по механическим свойствам элементов участка приведены в таблице Е.1. Результаты поэлементной оценки технического состояния объекта (см. раздел 6) приведены в таблице Е.2.

Таблица Е.1 – Механические свойства элементов участка ТПО


 

Элемент

Номер элемента

Диаметр условный, мм

Толщина стенки, мм

Марка стали

Временное сопротивление, МПа

Предел текучести, МПа

КТ

1

1020

16

X67

637

525

ОТ

2

1020

28

15ХСНД

550

350

КТ

3

1020

16

X67

653

558

ОТ

4

1020

28

15ХСНД

550

350

КТ

5

1020

16

X67

653

558

КТ

6

1020

16

X67

653

558

Кран №1

7

Ду1000

       

КТ

8

1020

16

X67

653

558

КТ

9

1020

16

X67

653

558

КТ

10

1020

16

X67

653

558

ОТ

11

1020

28

15ХСНД

550

350

ТР

12

1020/530

28

15ХСНД

500

340

КТ

13

1020

16

X67

653

558

ОТ

14

1020

28

15ХСНД

550

350

КТ

15

1020

16

X67

653

558

ОТ

16

1020

28

15ХСНД

550

350


 

Таблица Е.2 – Результаты поэлементной оценки технического состояния


 

Элемент

Номер элемента

Диаметр, мм

Толщина стенки, мм

Наличие и вид дефектов

КТ

1

1020

16

Нет

ОТ

2

1020

28

Эрозионное утонение стенки до 5 мм

КТ

3

1020

16

Вмятина 150х150х4 мм

ОТ

4

1020

28

Эрозионное утонение стенки до 10 мм

КТ

5

1020

16

Нет

КТ

6

1020

16

Нет

Кран №1

7

Ду1000

 

C

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

ОТ

14

1020

28

Эрозионное утонение стенки до 12 мм

КТ

15

1020

16

Нет

ОТ

16

1020

28

Нет

Е.4 Из 16 сварных стыков один стык между 13Cм и 14Cм элементами содержит дефект в виде непровара корня сварного шва.

Е.5 Работы по оценке НДС и по виброметрии ТПО (см. разделы 7, 8), показали, что помимо проектных нагрузок на линии всасывания имеется кинематическая нагрузка со сто-роны подземного коллектора (выпирание вертикального отвода на 5 см). Уровень динамиче-ских напряжений, связанных с высокочастотной вибрацией, не превышает 1 МПа. Результа-ты статического расчeта объекта представлены на рисунке Е.2 и в таблице Е.3. Расчeтные допустимые сопротивления R2 по СНиП 2.05.06C85* [11] для стали Х67 и 15ХСНД составляют соответственно 270 МПа и 180 МПа. Из таблицы Е.3 видно, что продольные напряжения элементов обвязки не превышают допустимые по СНиП 2.05.06C85* [11] значения.


 

image

Распределение эквивалентных напряжений


 


 

Рисунок Е.2 – Результаты статического расчeта


 

Е.6 Элементы 2, 3, 4 и 14 не соответствуют проекту (см. 8.4), поскольку содержат дефек-ты. В рекомендациях по оценке прочности и устойчивости [14], дефекты типа вмятины недопу-стимы для трубопроводов категории В (КС), поэтому элемент 3 подлежит замене. Для отводов с эрозионным износом (элементы 2, 4, 14) следует руководствоваться Р 51C31323949C42C99 [13].

Е.7 Расчeтная толщина стенки отвода определяется в виде

р nPDу/2(R1 nP) = 19,8 мм, (Е.1) где = 1,1 – коэффициент надeжности по нагрузке;

= 7,5 МПа – внутреннее давление;

Dу = 1020 мм – диаметр условный;

 = 1,15 – коэффициент несущей способности отвода;

R1 = 236 МПа – расчeтное сопротивление по СНиП 2.05.06C85* [11].

Таблица Е.3 – Результаты статического расчeта


 

Элемент

Номер элемента

Диаметр, мм

Марка стали

Продольные напряжения, МПа

Эквивалентные напряжения, МПа

КТ

1

1020

X67

90

135

ОТ

2

1020

15ХСНД

75

120

КТ

3

1020

X67

85

140

ОТ

4

1020

15ХСНД

72

117

КТ

5

1020

X67

83

138

КТ

6

1020

X67

87

142

Кран №1

7

Ду1000

     

КТ

8

1020

X67

87

142

КТ

9

1020

X67

85

140

КТ

10

1020

X67

85

140

ОТ

11

1020

15ХСНД

70

115

ТР

12

1020/530

15ХСНД

   

КТ

13

1020

X67

86

141

ОТ

14

1020

15ХСНД

72

117

КТ

15

1020

X67

88

143

ОТ

16

1020

15ХСНД

75

120


 

Е.8 Для элемента 2 фактическая толщина стенки (23 мм) превышает расчeтную. Кро-ме того, при той же скорости эрозии (5 мм за 20 лет эксплуатации) через 10 лет толщина стен-ки также будет выше расчeтной. Допустимая толщина стенки:

д nPDу/2(R1 nP) = 16,2 мм, (Е.2)

где  = 0,9 – коэффициент несущей способности для выпуклой стороны отвода.

Фактические толщины стенок элементов 4 (18 мм) и 14 (16 мм) меньше расчeтной тол-щины стенки отвода р (19,8 мм).

Е.9 Толщина стенки элемента 14 меньше допустимого значения д – элемент подлеC

жит замене. При той же скорости эрозии (10 мм за 20 лет) менее чем через 10 лет толщина стенки элемента 4 станет меньше допустимого значения, поэтому он также подлежит замене. Сварной стык между 13Cм и 14Cм элементами в соответствии с СТО Газпром 2C2.4C083 подле-жит замене. Дефекты сварных швов должны быть рассчитаны на трещиностойкость в соответ-ствии с Bременной методикой ОАО «Газпром» [8].

Е.10 Остальные элементы (от нагнетателя до крана № 1), параметры которых соответству-ют проектным значениям, должны быть рассчитаны на циклическую прочность (см. 8.6, 8.7).

Е.11 НДС ТР определено численным расчeтом МКЭ. Расчет выполнен от действия всех нагрузок, действующих в ТПО: давление, силы и моменты, возникающие в трубопрово-де от действия температуры, собственного веса и веса присоединeнного оборудования (краC

ны, задвижки и т.д.), а также кинематических нагрузок. КонечноCэлементная модель разрабо-тана в соответствии с приложением Г и приведена на рисунке Е.3.

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

Е.13 Максимальное напряжение, полученное из упругого расчeта МКЭ, равно

()