Программа предназначена для расчета остаточного ресурса элементов трубопровода под действием коррозионно-эрозионного воздействия и по своим возможностям не имеет отечественных аналогов.
Использование программы позволяет повысить безопасность эксплуатации трубопроводов при сокращении трудозатрат на этапе анализа результатов диагностики (измерений толщины).
Программа поставляется с базой данных механических характеристик материалов трубы в зависимости от температуры.
Программа позволяет выполнять следующие типы расчета:
- Расчет гамма-процентного остаточного ресурса в условиях коррозионно-эрозионного износа стенки. Износ рассматривается как линейный во времени процесс с нормальным распределением скорости износа по элементам трубопровода. Возможен учет деградирующих свойств материала.
- Расчет остаточного ресурса трубопровода по статистике отказов его элементов. Предполагается, что трубы и трубные детали являются набором однородных элементов со случайным разбросом механических свойств и внешних воздействий. Данный тип расчета позволяет учесть язвенную коррозию элементов трубопровода.
- Расчет наработки на отказ трубопровода после гидравлических испытаний повышенным давлением. В расчете возможно варьирование коэффициентом перегрузки при гидравлических испытаниях.
Расчет проводится в соответствии с:
- "Методикой вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов", согласованной Госгортехнадзором России 11.01.1996.
- ОСТ 153-39.4-010-2002 Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений.
- "Методикой комплексного диагностирования технического состояния и вероятностной оценки остаточного ресурса нефтепромысловых трубопроводов", согласованной Госгортехнадзором России 11.01.2001.
- РД 10-400-01 "Нормы расчета на прочность трубопроводов тепловых сетей". Утверждены Госгортехнадзором России 2001.
- РД 50-690-89 Надежность в технике. "Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным". Методические указания.Утверждены ГОССТАНДАРТОМ России, введен 01.01.1991
- СА 03-003-07 Расчеты на прочность и вибрацию стальных технологических трубопроводов. Стандарт Ассоциации «Ростехэкспертиза», 2007 г.
- СА 03-005-07 Технологические трубопроводы нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности. Требования к устройству и эксплуатации. Стандарт Ассоциации «Ростехэкспертиза», 2007 г.
Учет деградации свойств по значениям твердости HB и HB0,2 по ГОСТ 22761-77 и ГОСТ 22762-77.
Возможна генерация отчета для исходных данных и результатов расчета по настраиваемому шаблону.
Использование программы уменьшает время расчета, и дает возможность обработки большого обьема данных, без расчета «вручную» по сложной методике.
Программа рекомендуется для использования при диагностике трубопроводов в нефтеперерабатывающей, химической, нефтехимической, газовой, нефтедобывающей, теплоэнергетической и других отраслях промышленности. Благодаря продуманной организации диалогового ввода и встроенной документации с методическим описанием освоение программы не требует специального обучения и не занимает много времени. Программа работает в среде Windows 2000/XP/Server 2003/Vista.
Интерфейс программы Ресурс.
Некоторые пользователи программы Ресурс:
ВНИИТНефть (Самара), |
Химический завод (Гомель), |
АО Акрон, |
Программа предназначена для расчета остаточного ресурса элементов трубопровода под действием коррозионно-эрозионного воздействия и по своим возможностям не имеет отечественных аналогов.
Использование программы позволяет повысить безопасность эксплуатации трубопроводов при сокращении трудозатрат на этапе анализа результатов диагностики (измерений толщины).
Возможности
Программа позволяет выполнять следующие типы расчета:
- Расчет гамма-процентного остаточного ресурса в условиях коррозионно-эрозионного износа стенки. Износ рассматривается как линейный во времени процесс с нормальным распределением скорости износа по элементам трубопровода. Возможен учет деградирующих свойств материала.
- Расчет остаточного ресурса трубопровода по статистике отказов его элементов. Предполагается, что трубы и трубные детали являются набором однородных элементов со случайным разбросом механических свойств и внешних воздействий. Данный тип расчета позволяет учесть язвенную коррозию элементов трубопровода.
- Расчет наработки на отказ трубопровода после гидравлических испытаний повышенным давлением. В расчете возможно варьирование коэффициентом перегрузки при гидравлических испытаниях.
Нормы
"Методикой вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов", согласованной Госгортехнадзором России 11.01.1996.
ОСТ 153-39.4-010-2002 Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений.
"Методикой комплексного диагностирования технического состояния и вероятностной оценки остаточного ресурса нефтепромысловых трубопроводов", согласованной Госгортехнадзором России 11.01.2001.
РД 10-400-01 "Нормы расчета на прочность трубопроводов тепловых сетей". Утверждены Госгортехнадзором России 2001.
РД 50-690-89 Надежность в технике. "Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным". Методические указания.Утверждены ГОССТАНДАРТОМ России, введен 01.01.1991
СА 03-003-07 Расчеты на прочность и вибрацию стальных технологических трубопроводов. Стандарт Ассоциации «Ростехэкспертиза», 2007 г.
СА 03-005-07 Технологические трубопроводы нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности. Требования к устройству и эксплуатации. Стандарт Ассоциации «Ростехэкспертиза», 2007 г.
Базы данных
Программа поставляется с базой данных механических характеристик материалов трубы в зависимости от температуры.
Интерфейс
Интерфейс программы Ресурс
Возможности расчёта
Расчет проводится в соответствии с:
- "Методикой вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов", согласованной Госгортехнадзором России 11.01.1996.
- ОСТ 153-39.4-010-2002 Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений.
- "Методикой комплексного диагностирования технического состояния и вероятностной оценки остаточного ресурса нефтепромысловых трубопроводов", согласованной Госгортехнадзором России 11.01.2001.
- РД 10-400-01 "Нормы расчета на прочность трубопроводов тепловых сетей". Утверждены Госгортехнадзором России 2001.
- РД 50-690-89 Надежность в технике. "Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным". Методические указания.Утверждены ГОССТАНДАРТОМ России, введен 01.01.1991
- СА 03-003-07 Расчеты на прочность и вибрацию стальных технологических трубопроводов. Стандарт Ассоциации «Ростехэкспертиза», 2007 г.
- СА 03-005-07 Технологические трубопроводы нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности. Требования к устройству и эксплуатации. Стандарт Ассоциации «Ростехэкспертиза», 2007 г.
Учет деградации свойств по значениям твердости HB и HB0,2 по ГОСТ 22761-77 и ГОСТ 22762-77.
Пример расчета остаточного ресурса трубопровода с учетом общего коррозионно-эрозийного износа стенок
Исходные данные по примеру № 1, 2.
Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода с вероятностью прогноза 95 %. Принимаем значение регламентированной надежности г = 0,95 % и односторонней доверительной вероятности, равной 0,95. Принимается линейная модель износа m = 1.
Расчетная толщина стенки (см. пример №1):
t = = = 0,0057 м.
По приведенным в таблице примера № 2 данным подсчитывается значение относительного износа для каждого замера:
Затем подсчитываются:
1. Средний относительный износ:
дср = = = 0,1935.
2. Среднее квадратическое отклонение относительного утонения:
Sд = = = 0,0702.
3. Полагая среднее квадратическое отклонение технологического допуска S0 = 0,05, находим среднее квадратическое отклонение относительно износа:
4. Верхнее интервальное значение среднего относительного износа:
дср = дср + Ud = 0,1935+1,65= 0,2067
5. Верхнее интервальное значение среднеквадратического отклонения относительного износа:
Sd = Sd = 0,0493 = 0,0589.
6. Средний допускаемый относительный износ:
7. Квантиль функции Лапласа:
8. По таблице находим значение функции Лапласа при величине квантиля 2,9 будет 0,998.
9. Подставляя это значение в формулу, находим значение % вероятности:
0,998 х 0,95 = 0,948.
10. По таблице % вероятности 0,948 соответствует Uг - квантиль, равный 1,63.
Параметр Q = ,
11. Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95%:
T=(Q - 1)ф = (1,18 - 1) х 12= 2,8 года.
Пример расчета прогнозирования остаточного ресурса трубопровода по отказам его элементов
Исходные данные по примеру №1.
Если данные об износе элементов трубопровода имеются не в полном объеме, но имеются данные по отказам и информация о величине общего износа на момент диагностирования, то можно провести приближенный расчет остаточного ресурса трубопровода по отказам его элементов.
Пусть длина трубопровода равна 1200 м, среднее расстояние между элементами трубопровода равно 6 м. За время эксплуатации трубопровода ни одной течи, связанной с износом стенок труб, не было. Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода с вероятностью прогноза 95%.
Число элементов трубопровода равно 200.
1-б =1 - = 0,995; величина 0,01г = 0,95;
0,01г(1-б) = 0,99 х0,95 = 0,945.
Квантили нормального распределения, соответствующие вероятностям 0,995 и 0,945, берем из таблицы.
U1-б = 2,58 Uг (1-б) = 1,60.
Значения среднего допускаемого относительного износа и значения верхнего интервального значения среднего относительного износа берем из примера № 3.
[дср ]= 0,43; дср = 0,2067.
Остаточный ресурс подсчитываем по формуле:
фост = фd = ,
ф = 12 х = 2,9 года.
Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95% равен 2,9 года.
Журнал "Новости теплоснабжения", № 8 август 2007, www.ntsn.ru
К.т.н. Е.В. Самойлов, начальник отдела диагностики, ООО «НПК Курс-ОТ», г. Москва
Данная статья посвящена основам разработки методики определения остаточного рабочего ресурса трубопроводов тепловых сетей (работа выполнена по Контракту с Департаментом науки и промышленной политики г. Москвы).
Под остаточным рабочим ресурсом понимается время, отсчитываемое от момента проведения работ по определению фактического технического состояния трубопровода (диагностики) до того момента, когда считается, что трубопровод исчерпал свой рабочий ресурс, т.е. находится в «ветхом» состоянии. Для осуществления разработки расчета остаточного рабочего ресурса необходимо:
1. конкретизировать параметр оценки технического состояния;
2. определить значение рассматриваемого параметра, при превышении которого трубопровод считается «ветхим»;
3. определить динамику изменения параметра оценки технического состояния во времени.
Наиболее полно элементы для реализации данной схемы решения задачи даны в работе Е.Я.Соколова .
Для осуществления разработки указанной методики в первую очередь необходимо определить параметр и условие, по которому техническое состояние трубопровода считается «ветхим» и следует рассматривать вопрос о его капитальном ремонте (перекладке). В работе приведено выражение:
где - удельные капитальные затраты на сооружение нового теплопровода; - коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год; - доля ежегодных отчислений от капитальных затрат (на амортизацию, текущий ремонт и т.д.); - поток отказов, отказ/(п км.год); у - затраты на ликвидацию одного отказа с учетом расхода на компенсацию ущерба от перерыва в подаче тепла, руб./отказ.
Согласно (1), экономически целесообразный срок эксплуатации трубопровода определяется из условия, что годовые расчетные затраты при сооружении нового теплопровода равны или меньше ежегодных затрат на ликвидацию отказов действующего теплопровода.
Параметром, определяющим техническое состояние трубопровода, является поток отказов . Условие равенства в выражении (1) определяет пороговое значение указанного параметра , при достижении и превышении которого следует рассматривать вопрос о перекладке трубопровода.
Следуя предложенной схеме решения, при проведении работ по диагностике технического состояния трубопровода, результаты должны быть представлены через параметр поток отказов или аналогичный ему. Тогда, осуществив диагностику, мы в первую очередь получаем результат, на основании которого делается заключение о допустимости дальнейшей эксплуатации или необходимости проведения капитального ремонта трубопровода.
Для конкретизации, в качестве базовой выбрана технология диагностики трубопроводов тепловых сетей акустическим методом , в первую очередь потому, что результаты диагностики (уровень напряжений или дефектности) представляются через параметр аварийно-опасность, аналогичный потоку отказов.
Кратко о методе, с помощью которого проводится оценка технического состояния трубопроводов транспорта жидких сред . Технология диагностики разработана целенаправленно для трубопроводов теплоснабжения .
Диагностируются трубопроводы наземной и подземной, канальной и безканальной прокладки, диаметром от 80 мм и более, находящиеся в режиме эксплуатации при давлении более 0,25 МПа и при обязательном наличии тока воды. Работы осуществляются путем расстановки датчиков на трубу в точках доступа по концам обследуемого участка. Производится запись акустических сигналов, распространяющихся по трубе. Далее осуществляется обработка записей на компьютере с помощью специальной программы.
При обработке записей оператор получает информацию о местоположении и уровне повышенных напряжений на трубе, обусловленных различными дефектами конструктивных элементов, которые в 70-80% случаев представляют коррозионное утонение стенки трубы (рис. 1).
О техническом состоянии трубопровода, возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости проведения ремонтных работ (перекладки) судят путем сравнения значения коэффициента аварийно-опасности, полученного по результатам диагностики, с предельным, приведенным в РД .
Для описания динамики изменения параметра, описывающего техническое состояние трубопровода, можно воспользоваться зависимостью, приведенной в работе для параметра потока отказов:
Где - срок действия теплопровода, отсчитываемый от года ввода в эксплуатацию; - наработка на первый отказ; - число лет после первого отказа, за которые поток отказов достигнет значения (1/км.год). Проанализируем зависимость (2).
1. Отсчет осуществляется от момента образования первой аварии , т.е. характер изменения технического состояния трубопровода до первой аварии не учитывается.
2. Крутизна кривой, которая отражает скорость «старения» трубопровода задается коэффициентами . Первый из них определяется на основании данных диагностики (определение потока отказов осуществленной в tiгод эксплуатации) по формуле:
3. Оба коэффициента зависят от параметра - наработка на первый отказ. Таким образом, для того чтобы воспользоваться формулой (2) для описания динамики «старения» трубопровода необходимо в первую очередь иметь точную информацию о времени возникновения первой аварии.
Однако, рассмотрим следующий пример. Пусть мы имеем трубопровод длиной 1 п км, находящийся по всей длине в одинаковом техническом состоянии - одинаковый уровень «старения». На трубопроводе через время происходит первая авария, т.е. мы можем перейти к описанию динамики «старения». Но, на практике осуществляется рассмотрение технического состояния труб на единичном участке - от одной тепловой камеры до второй! Длина единичного участка в среднем составляет 100 м, чему соответствует 200 п м трубы (подающая + обратная).
Рассматриваемый 1 п км трубопровода состоит из пяти единичных участков. Так как течь была только одна, для описания динамики старения определен только один из пяти участков. Вопрос: как определить (найти) еще четыре участка, для которых необходимо применить тот же закон «старения», не дожидаясь, когда на них произойдет авария. Причем, если авария произойдет на одном из оставшихся участков, то она будет уже второй на заданном интервале длиной 1 п км.
Таким образом, из практических соображений, параметр - наработка на первый отказ, не определен!
Сохраняя закономерность описания динамики старения трубопровода (2), зададим зависимость изменения коэффициента аварийно-опасности в виде:
Где - коэффициент аварийно-опасности; предельное значение коэффициента аварийно-опасности; - время эксплуатации трубопровода.
В данном случае динамика изменения параметра аварийно-опасность задается коэффициентами A и B.
Значение коэффициента A примем связанным с факторами интенсификации коррозии, которые фиксируются при проведении работ по диагностике участка трубопровода. Коэффициент A описывает общую, среднестатистическую закономерность «старения» трубопровода.
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ОТКРЫТОГО ТИПА "ВСЕСОЮЗНЫЙ
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ"
(АООТ "ВНИКТИнефтехимоборудование")
МЕТОДИКА
оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов
|
Генеральный директор |
А.Е.Фолиянц |
|
Первый зам. генерального
директора |
Н.В.Мартынов |
|
Зав. лабораторией аппаратов и
трубопроводов (N 13) |
Ю.И.Шлеенков |
|
Зав. отделом конструирования
средств механизации (N 16) |
Н.Ф.Мелихов |
|
Вед. научный сотрудник лаборатории аппаратов и трубопроводов (N 13) |
Н.Н.Толкачев |
ВВЕДЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
На технологических
установках многие технологические и межцеховые трубопроводы
эксплуатируются более 20 лет. При этом соблюдаются требования
РД 38.13.004-86 "Эксплуатация и
ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10 МПа (100
кгс/см)".
В
соответствии с "Общими правилами взрывобезопасности для
взрывопожароопасных, химических, нефтехимических и
нефтеперерабатывающих производств"* для основного оборудования, к
которому относятся и технологические трубопроводы, необходимо
устанавливать допустимые сроки службы.
________________
*
На территории Российской Федерации действуют действуют Федеральные
нормы и правила в области промышленной безопасности "Общие правила
взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических,
нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств" ,
утвержденные Приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от
11.03.2013 года N 96 , здесь и далее по тексту. - Примечание
изготовителя базы данных.
Учитывая накопленный
предприятиями и организациями Минэнерго обобщенный опыт
исследований по определению остаточного ресурса энергетического
оборудования и трубопроводов, отработавших расчетный срок службы, а
также опыт оценки остаточного ресурса технологического оборудования
нефтехимпереработки, накопленный ВНИКТИнефтехимборудование,
ВНИИнефтемашем, НИИХИМмашем, НПО "Леннефтехим", ВНИПИнефть и рядом
других исследовательских организаций, можно утверждать, что, в
основном, оборудование имеет остаточный ресурс, работоспособности,
превышающий проектный.
"Методика оценки
остаточного ресурса технологических трубопроводов" (в дальнейшем
"Методика...") разработана на основе обобщенного опыта работ
исследовательских организаций, специализирующихся на вопросах
оценки ресурса дальнейшей эксплуатации технологического
оборудования нефтехимпереработки и энергетики, а также опыта
предприятий, эксплуатирующих данное оборудование, с учетом
действующей нормативно-технической документации, в том числе:
"Методические указания по определению
остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных
Госгортехнадзору России" , утвержденные Госгортехнадзором РФ
17.11.95*; РД 38.13.004-86
"Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением
до 10,0 МПа (100 кгс/см)" и "Методика оценки ресурса остаточной
работоспособности технологического оборудования
нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств"
(ВНИКТИнефтехимоборудование, г.Волгоград, 1992).
________________
*
Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: утвержденные
Госгортехнадзором РФ 17.04.95. - Примечание изготовителя базы
данных.
"Методика..." определяет
необходимый перечень работ, исследований, испытаний и расчетов,
позволяющих провести оценку остаточного ресурса технологических
трубопроводов, и основана на индивидуальной диагностике
обследуемого трубопровода.
Оценка остаточного
ресурса действующих трубопроводов базируется на основе последних
достижений в области механики разрушения, металловедения,
неразрушающих методов контроля, действующих норм расчетов на
прочность и включает в себя изучение технической документации и
условий эксплуатации, обследование технического состояния с
использованием толщинометрии, дефектоскопии, металлографический
контроль структур, исследование механических свойств и химического
состава металла, оценку фактической нагруженности основных несущих
элементов трубопровода, испытание на прочность и плотность.
Методика оценки
остаточного ресурса технологических трубопроводов разработана
авторским коллективом в составе: Е.А.Малов, А.Е.Фолиянц,
Н.А.Шаталов, Н.А.Потапов, Н.В.Мартынов, Ю.И.Шлеенков, Н.Н.Толкачев,
Н.Ф.Мелихов, С.И.Глинчак, Г.С.Дерен, В.А.Яцков, В.П.Белов,
Б.И.Микерин, А.М.Кочемасов, Г.М.Федин.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящая "Методика..." регламентирует необходимый объем работ и порядок их проведения, критерии оценки работоспособности при определении остаточного ресурса стальных технологических трубопроводов, применяемых для транспортировки жидких и газообразных веществ с различными физико-химическими свойствами в пределах от остаточного давления (вакуум) от 0,001 МПа (0,01 кгс/см) до условного давления 10 МПа (100 кгс/см) и рабочих температур от - 196 °С до +700 °С, эксплуатация и ремонт которых осуществляются в соответствии с требованиями РД 38.13.004-85*.
________________
*
Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: РД 38.13.004-86 . - Примечание
изготовителя базы данных.
1.2. Остаточный ресурс -
продолжительность безопасной эксплуатации трубопровода на
допустимых параметрах от данного момента времени до его
прогнозируемого предельного состояния. Прогнозирование остаточного
ресурса осуществляется в единицах времени (годах, часах).
1.3. Остаточный ресурс
определяется для трубопроводов, если они:
-
выработали установленный автором проекта расчетный срок службы или
расчетный ресурс;
-
не имели установленного расчетного срока службы или расчетного
ресурса и находились в эксплуатации 20 лет и более;
-
выработали разрешенный к дальнейшей эксплуатации ресурс сверх
установленного срока службы или расчетного ресурса;
-
временно находились при условиях нарушения режима эксплуатации на
параметрах, превышающих расчетные (например, при аварии и
пожаре);
-
по мнению владельца требуют оценки остаточного ресурса.
1.4. Остаточный ресурс
трубопроводов устанавливается на основании технического
диагностирования по программе, включающей в себя следующий комплекс
работ:
-
обследование технического состояния трубопровода;
-
исследование механических свойств, микроструктуры и химического
состава металла (см. п.2-47);
-
оценка фактической нагруженное его элементов на регламентных
параметрах его эксплуатации;
-
прогнозирование остаточного ресурса трубопровода и его
элементов;
-
оформление и анализ результатов выполненного обследования
технического состояния трубопровода и его элементов, исследований и
расчетов;
-
составления заключения (см. приложение 1).
В
программе необходимо указывать информацию по имеющейся лицензии
(разрешения) на вид деятельности организации, проводящей
техническое диагностирование (номер лицензии, дату выдачи, срок
действия).
1.5. Определение
остаточного ресурса трубопроводов проводится организациями
(предприятиями, предприятиями - владельцами), имеющими лицензию
(разрешение) органов Госгортехнадзора при обязательном участии
лица, ответственного за безопасную эксплуатацию трубопроводов, и
лица, ответственного по надзору за техническим состоянием
эксплуатацией трубопроводов.
1.6. Техническое
диагностирование, выполняемое для определения остаточного ресурса
технологических трубопроводов, должно проводиться во время плановых
остановок технологических установок или объектов (как правило - в
их капитальный ремонт).
1.7. Ответственность за
своевременность выполнения работ возлагается на администрацию
предприятия - владельца и организацию (предприятие), проводящую
работу по техническому диагностированию.
Подготовку трубопроводов
к обследованию и необходимые меры безопасности при производстве
работ обеспечивает предприятие - владелец трубопроводов.
1.8. Настоящая
"Методика..." не распространяется на технологические трубопроводы,
для которых в силу конструктивных или эксплуатационных возможностей
или особенностей, имеются специальные нормативные документы,
регламентирующие порядок их работы.
2. ОБСЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
2.1. Обследование
производится с целью оценки технического состояния трубопровода и
включает в себя:
-
изучение технической документации, условий эксплуатации, информации
о ранее проведенных ревизиях, выполненных ремонтах, имевших место
отказах и их причинах;
-
наружный осмотр;
-
внутренний осмотр для участков трубопроводов, имеющих деформацию,
когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение
в качестве металла или элементов трубопровода;
-
замеры твердости (выборочно) металла и сварных швов;
-
толщинометрию;
-
дефектоскопию одним из методов не разрушающего контроля
(радиографический, ультразвуковой, магнито-порошковый, капиллярный
или метод акустической эмиссии), которая производится в случаях,
когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение
в качестве металла или сварного соединения того или иного элемента
трубопровода;
-
оценку металлографических структур;
-
стилоскопирование элементов, выполненных из легированных сталей в
случае отсутствия данных по ним в паспорте трубопровода;
-
отбор (вырезка) металла для контроля механических свойств,
химического состава и микроструктуры;
-
гидравлическое (пневматическое) испытание на прочность и
плотность.
Необходимость и объемы
работ по всем видам обследования приведены в соответствующих
разделах.
2.2. Результаты
обследования технического состояния оформляются актом или
протоколом, где указывается возможность эксплуатации на
определенный срок до выдачи заключения об их дальнейшей
эксплуатации или об их выводе из эксплуатации.
Акт (протокол) должен
быть подписан специалистами, проводящими обследование (см. п.1.5) и
утвержден руководством предприятия - владельца трубопроводов.
Трубопроводы с
неустраненными дефектами к дальнейшей эксплуатации не
допускаются.
2.3. Перед проведением
обследования технического состояния трубопровод должен быть
подготовлен к безопасному проведению работ в соответствии с
действующими правилами и нормами по технике безопасности персоналом
предприятия - владельца трубопровода.
2.4. До начала проведения обследования технического состояния трубопровода он должен быть остановлен, охлажден, освобожден от продукта, пропарен, отделен от всех действующих аппаратов и трубопроводов заглушками или отсоединен.
2.5. Толщина применяемых
при отключении трубопровода заглушек и фланцев должна быть
определена расчетом на прочность. Заглушка должна иметь выступающую
часть (хвостовик), по которой определяется ее наличие.
Прокладки между фланцами
и заглушкой должны быть без хвостовиков.
2.6. Обследование
технического состояния трубопровода на действующих технологических
установках (производствах, блоках) в газо- и пожароопасных местах
должно осуществляться по наряду-допуску, выдаваемому в
установленном порядке администрацией предприятия - владельца
трубопровода.
2.7. Места и объем
(полностью или частично) вскрытия тепловой изоляции должны
устанавливаться специалистами, производящими обследование
технического состояния трубопровода.
2.8. Поверхности трубных
элементов в местах возможного дефекта должны быть зачищены до
металлического блеска предприятием - владельцем по указанию лиц,
производящих обследование технического состояния трубопроводов.
Шероховатость поверхности должна быть не более 10 мкм по ГОСТ 2789 .
Ширина зачищенного
участка сварного соединения, подготовленного для контроля, должна
быть не менее 60-100 мм с каждой стороны шва по всей контролируемой
длине данного сварного соединения.
2.9. Результаты
обследования технического состояния трубопровода должны быть
отражены в заключении (см. приложение 1).
Изучение технической документации
2.10. Технические данные,
условия эксплуатации, информация о проведенных ревизиях,
выполненных ремонтах и имевших место отказах, их причинах и др., на
которые должно быть обращено особое внимание при обследовании
технического состояния, берутся из технической документации
согласно п.19.1 РД 38.13.004-86
(перечня ответственных технологических трубопроводов по установке,
паспорта трубопровода и прикладываемой к нему документации, акта
ревизии и отбраковки трубопровода(ов), опор и опорных конструкций,
акта испытания технологических трубопроводов на прочность и
плотность, акта на ремонт и испытание арматуры, эксплуатационного
журнала трубопроводов, на которые не составляют паспорта,
документации на предохранительные клапаны в соответствии с
"Руководящими указаниями по эксплуатации, ревизии и ремонту
предохранительных клапанов. РУПК-78"*, журнала термической
обработки сварных соединений трубопровода, заключения о качестве
сварных стыков, а также актов и протоколов предыдущих
обследований).
_______________
*
На территории Российской Федерации документ не действует. Действует
ИПКМ-2005 "Порядок эксплуатации, ревизии и ремонта пружинных
предохранительных клапанов, мембранных предохранительных устройств
нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий Минпромэнерго
России", являющийся авторской разработкой. За дополнительной
информацией обратитесь по ссылке ,
здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.
Изучение технической
документации имеет целью получение следующих данных:
-
проектная организация, монтажная организация, предприятие -
владелец, технологическая установка;
-
регистрационный номер;
-
категория;
-
дата пуска в эксплуатацию и наработка на момент обследования,
расчетный срок службы или расчетный ресурс;
-
давление, температура, среда;
-
материальное исполнение элементов трубопровода;
-
диаметры, проектные, а при наличии расчета на прочность расчетные
(отбраковочные) толщины стенок труб и элементов трубопроводов, а
также прибавки на коррозию; технологические прибавки и минусовые
допуски (если таковые имеются в паспорте);
-
сведения о результатах ревизии за весь период эксплуатации, о
выполненных ремонтах, имевших место отказах и их причинах.
Наружный и внутренний осмотры
2.11. Осмотр трубопровода
осуществляется визуально с применением, при необходимости,
осветительных и оптических приборов, например, прибора типа РВП для
внутреннего осмотра труб, эндоскопа, лупы ЛП1-5Х и других
средств.
2.12. При осмотре
трубопровода особое внимание следует уделять участкам, работающим в
особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ
вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким
относятся участки, где изменяется направление потока (колена,
отводы, гибы), тройники, врезки, дренажные устройства, участки
трубопроводов перед арматурой и после нее, где возможно скопление
влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно
неработающие участки), где имеются сомнения в целостности
трубопровода по состоянию изоляции (следы пропаривания, пропусков,
влажная изоляция), где имеются пропуски через контрольные отверстия
при наличии укрепляющих колец на врезках, где имеются контрольные
засверловки.
2.13. При осмотре
арматуры особое внимание должно быть обращено на места радиусных
переходов наружных и внутренних поверхностей, уплотнительных
поверхностей, а также состояние штока, его резьбы, прокладок,
шпилек, болтов.
Остаточный ресурс
арматуры устанавливается на основании результатов ее ревизии,
отбраковки, ремонта, испытания, которые следует проводить в
специализированных мастерских или на участках, в объеме и в
порядке, предусмотренном отраслевым нормативным документом
"Арматура запорная. Общее руководство по ремонту. КО-1-79". В
отдельных случаях, по усмотрению специалистов, выполняющих
обследование, допускается ревизия арматуры путем ее разборки и
осмотра непосредственно на месте установки. Ревизии, в первую
очередь, должна подвергаться арматура, работающая в наиболее
сложных условиях. Результаты ревизии, ремонта и испытания арматуры
оформляются актами (см. приложение 4 РД 38.13.004-86).
2.14. При разборке
трубопровода выборочно по указанию специалистов, выполняющих
обследование, разобрать и осмотреть фланцевые соединения. При этом
особое внимание должно быть обращено на состояние уплотнительной
поверхности фланцев, на состояние наружной и внутренней
поверхностей их воротников, а также на состояние прокладок и
крепежных деталей.
2.15. При осмотре
разобрать (выборочно, по указанию специалистов, проводящих
обследование) резьбовые соединения на трубопроводах, осмотреть их,
а для трубопроводов этой установки, проработавших без замены 20 лет
и более, работающих при температуре 450 °С для углеродистых и выше
500 °С для легированных сталей (для каждого материального
исполнения трубопровода, а также для трубопроводов, имеющих
повышенную коррозию), измерить резьбовыми калибрами одно-три
изделия.
При неудовлетворительных
результатах контроля резьбовых соединений дополнительный объем
устанавливают лица, проводящие обследование.
2.16. При осмотре
проверить состояние и правильность работы опор, подвесок, крепежных
деталей, особенно трубопроводов, подверженных вибрации, и состояние
прокладок многоразового использования разобранных фланцевых
соединений.
2.17. В местах,
освобожденных от изоляции, после выполнения наружного осмотра
трубопровод подлежит простукиванию молотком массой 1,0-1,5 кг с
ручкой длиной не менее 400 мм с шарообразной шляпкой по всему
периметру трубы, за исключением трубопроводов, выполненных из
сталей, склонных к охрупчиванию. Состояние трубы определяется по
звуку или по вмятинам у которые образуются при обстукивании.
2.18. Если в результате
наружного осмотра, измерений толщины стенки и простукивания
молотком возникли сомнения в состоянии трубопровода, то
производится разборка участка трубопровода (вырезка катушки) для
внутреннего осмотра или его отбраковка; внутренняя поверхность при
этом должна быть очищена от грязи и отложений, а при необходимости,
протравлена. При этом следует выбирать участок, эксплуатируемый в
неблагоприятных условиях, где возможны коррозия и эрозия,
гидравлические удары, вибрация, изменение направления потока,
образование застойных зон и т.п.
2.19. Во время осмотра
проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенок труб
и деталей трубопровода, а также их деформации, превышающих значения
указанных в конструкторской и действующей нормативно-технической
документации.
2.20. На основании
осмотра (по результатам осмотра) специалистами, выполняющими
обследование, назначаются места замера толщины стенки и твердости,
места оценки металлографических структур не разрушающими методами,
места стилоскопирования, дефектоскопии, в том числе и сварных
соединений, а также места контрольных вырезок металла для
исследования механических свойств и химического состава металла,
либо, при наличии неисправимых дефектов, производится отбраковка
элементов трубопроводов.
2.21. При
неудовлетворительных результатах обследования необходимо определить
границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю
поверхность, обстучать молотком, измерить толщину и т.п.) и сделать
более частые измерения толщины стенки всего трубопровода по
усмотрению специалистов, выполняющих обследование.
2.22. Измерить на
участках трубопроводов, работающих при температуре выше 450 °С для
углеродистых и выше 500 °С для легированных сталей, деформацию по
состоянию на момент определения остаточного ресурса и проверить
документацию по фиксированию наблюдений за ползучестью, если это
предусмотрено действующими "Правилами...", "Регламентом..." или
проектом.
2.23. Осмотр подземных
трубопроводов производится после вскрытия и выемки грунта на
отдельных участках длиной не менее двух метров каждый с последующим
снятием изоляции, осмотром антикоррозионной и протекторной защиты,
измерением толщины стенки, а, при необходимости, по усмотрению
специалистов, выполняющих обследование, вырезкой отдельных
участков.
Число участков,
подлежащих вскрытию, в зависимости от условий эксплуатации
трубопровода устанавливают специалисты, выполняющие обследование,
исходя из следующих условий:
-
при контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью системы
C-SCan и приборов типа ЛНПИ и ВТР-У, либо их аналогов, вскрытие
производят в местах выявленных повреждений изоляции;
-
при отсутствии указанных средств инструментального контроля
подземных трубопроводов вскрытие производят из расчета один участок
на 200-300 м длины трубопровода.
2.24. Трубы и детали
трубопроводов, работающие при температуре выше 450 °С для
углеродистых и выше 500 °С для легированных сталей,
отбраковываются, если их деформация превысила допустимые нормы
согласно действующей нормативно-технической документации или
проекта и РД 34.17.421-92. Возможность дальнейшей эксплуатации труб
с остаточной деформацией, превышающей нормы, может быть определена
на основании результатов дополнительного комплексного
обследования.
2.25. Изношенные корпуса
задвижек, вентилей, клапанов и других деталей по результатам
осмотра должны отбраковываться, если уплотнительные элементы
арматуры и корпус износились настолько, что не обеспечивают
безопасную работу трубопровода, и отремонтировать их
невозможно.
2.26. Фланцы по
результатам осмотра должны отбраковываться, ели при разборке
обнаружены неудовлетворительное состояние уплотнительных
поверхностей, трещины, раковины и другие дефекты, не подлежащие
ремонту.
2.27. Прокладки
многократного пользования (овальные, линзовые, зубчатые,
спирально-навитые и др.) по результатам осмотра должны
отбраковываться, если при разборке обнаружены: неудовлетворительное
состояние рабочих поверхностей, трещины, забоины, сколы, раковины,
деформации и пр.
2.28. Крепежные детали
(шпильки, болты, гайки) по результатам осмотра должны
отбраковываться, если выявлены трещины, срывы, выкрашивание ниток
резьбы, коррозионный износ резьбы, изгиб болтов, шпилек, остаточная
деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых
граней и округление ребер болтов и гаек, а также по результатам
измерения резьбовыми калибрами типа Р-Р по ГОСТ 6485 , ГОСТ 2533 , ГОСТ 18465 , ГОСТ 18456 .
Толщинометрия
2.29. Замер толщины
стенок трубопроводов должен производиться на участках, работающих в
наиболее сложных условиях: отводах (коленах, гибах), тройниках,
врезках, местах сужения трубопроводов, перед арматурой и после нее,
в местах скопления влаги, веществ, вызывающих коррозию, застойных
зонах, дренажах, тупиковых и временно неработающих участках,
корпусах арматуры, воротниках фланцев, а также на прямых участках
трубопроводов технологических установок через 20 м и менее и
межцеховых трубопроводов через 100 м и менее. Обязательной
толщинометрии подлежат отводы (колена, гибы) в местах со стороны
большого и малого радиусов гиба, а также на нейтральной линии.
Число точек замера на
элементах трубопровода определяется специалистами, проводящими
обследование, с обеспечением надежной оценки толщины стенки.
Для подземных
трубопроводов замер толщин стенок производится на элементах
трубопровода в местах вскрытия.
2.30. При
неудовлетворительных результатах необходимо сделать дополнительно
более частые измерения толщины стенок по усмотрению специалистов,
выполняющих обследование трубопровода. Количество замеров должно
выявить дефектный участок.
2.31. Замер толщины
стенки должен производиться, как правило, ультразвуковыми приборами
(с указанием типа прибора) отечественного или импортного
производства, прошедшими поверку и обеспечивающими заданную
погрешность, указанную в паспорте (инструкции по эксплуатации).
Места (точки) замеров толщины стенки наносятся на схемы
трубопроводов, а результаты замеров - на схемы или в таблицы. При
этом в результаты замеров элементов трубопроводов заносятся
наименьшие значения толщины стенки.
2.32. Температура
окружающего воздуха и контролируемого металла при замерах должна
находиться в пределах, указанных в паспорте (инструкции по
эксплуатации) прибора.
2.33. Поверхность в
местах замера толщины стенки ультразвуковыми приборами должна быть
освобождена от изоляции, шелушащихся слоев краски, грязи, защищены
без заметных рисок, выпуклостей и углублений. Шероховатость
поверхности в местах контакта с ультразвуковым преобразователем
должна быть не хуже 40 мкм по ГОСТ
2789 .
2.34. Трубы, детали трубопроводов, изношенные корпуса литых задвижек, вентилей, клапанов, литых деталей, фланцы, сильфонные и линзовые компенсаторы подлежат отбраковке, если за срок, обеспечивающий остаточный ресурс или пробег до очередной ревизии, выполняемой предприятием - владельцем, фактическая толщина стенки из-за коррозионного и эрозионного износов уменьшится и станет равной или выйдет за пределы отбраковочных значений по паспорту, определенных в соответствии с требованиями п.п.13.49-13.53, 13.56, 13.57, РД 38.13.004-86 После подтверждения оплаты, страница будет