СТО Газпром 2-2.3-328-2009. Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций

Подождите немного. Документ загружается.

4.1.8 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 трубопроводов на основе результатов

неразрушающего контроля и расчетов на прочность.

Рассматриваются изменения механических свойств металла в

процессе эксплуатации, а также виды дефектов;

- устранение недопустимых дефектов;

- оценка технического состояния и расчет 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 учетом требований СТО Газпром 2-2.3-220 и

дефектов.

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

Рисунок 1 - Порядок производства работ

4.2 Общие требования

4.2.1 Привлекаемые для оценки технического состояния и срока

безопасной эксплуатации трубопроводов специализированные

диагностические организации должны соответствовать

требованиям СТО Газпром 2-3.5-046 и иметь лицензию на

проведение экспертизы промышленной безопасности.

4.2.2 Перед проведением работ диагностическая организация

составляет для эксплуатирующей организации техническое

задание на организационную и техническую подготовку

трубопроводов КС к диагностическим работам.

4.2.3 Контроль состояния трубопроводов как этап оценки их

технического состояния может совмещаться по времени с

периодическим эксплуатационным или внеочередным контролем

за состоянием металла трубопроводов.

4.2.4 Оценка технического состояния и срока безопасной

эксплуатации элементов трубопроводов осуществляются с учетом

фактических параметров нагружения: внутреннего давления,

температуры стенок труб, кинематической нагрузки, весовой

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

нагрузки и т.д. По результатам оценки технического состояния

и срокам безопасной эксплуатации элементов трубопроводов

принимаются решения о возможности и условиях дальнейшей

эксплуатации трубопроводов КС в целом, периодичности контроля

технического состояния и подтверждения выполненных оценок

срока безопасной эксплуатации.

4.2.5 При несоответствии технического состояния

трубопроводов требованиям СТО Газпром 2-2.4-083 принимается

решение о ремонте трубопровода с заменой элементов, изменения

условий и режимов эксплуатации или выполнении расчетного

обоснования прочности дефектных элементов.

4.2.6 Сведения, полученные при оценке технического состояния

и срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводов,

вносятся в паспорт технического состояния технологических

трубопроводов КЦ в соответствии с инструкциями по базовой

паспортизации технологических трубопроводов [5] - [7]. К паспорту

прилагается решение по оценке технического состояния и сроку

безопасной эксплуатации трубопроводов.

5 Сбор и анализ документации

5.1.1 Эксплуатирующая организация предоставляет

диагностической организации всю имеющуюся проектную,

исполнительную и эксплуатационную документацию по

трубопроводам.

5.2 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;

- расчет трубопровода на прочность (или выписку из него с

указанием обозначения расчета);

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

- план и профиль трубопровода, проектные решения на

отдельных участках. В выписке из расчета 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 аварийные ситуации, на которые

проводился расчет, число циклов при каждом режиме

эксплуатации, данные оценки прочности по критериям норм

расчета на прочность).

В случае отсутствия какой-либо из частей указанной

документации эксплуатирующая организация должна запросить ее

у проектной организации.

5.3 В исполнительной документации должны содержаться:

- исполнительная схема сварных соединений трубопроводов;

- сварочный журнал;

- сертификаты и паспорта качества на трубы и другие элементы;

- комплект схем и чертежей трубопровода, которые должны

давать возможность контроля соответствия трубопровода

требованиям проекта, оснащения контрольно-измерительными

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 ее восстановлению в соответствии с СТО

Газпром 2-2.3-244.

5.4 Эксплуатационная документация должна содержать:

- общие данные (сведения о заводе-изготовителе труб,

соединительных фасонных изделий и владельце трубопровода,

строительно-монтажной организации, дате изготовления

элементов трубопроводов, дате монтажа участков трубопроводов;

обозначение чертежей);

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

- 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 ее восстановлению.

5.5 Кроме того, эксплуатирующая организация предоставляет

диагностической организации (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 расположения

дефектов, а также информацию о причинах возникновения

дефектов и выполненных мероприятиях (ремонт, замена участка

трубопровода, допуск трубопровода в эксплуатацию с дефектами,

результаты контроля размеров дефектов во времени и т.д.). На

основании анализа результатов контроля состояния металла

трубопровода специалистам диагностической организации следует

определить участки трубопровода (сварные соединения, отводы и

т.д.), наиболее подверженные эксплуатационным повреждениям;

5.6 По результатам анализа технической документации,

указанной в 5.2 - 5.5, диагностическая организация составляет

заключение, которое должно содержать:

- перечень проанализированной документации;

- сведения об исходных данных о трубопроводах;

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

- сведения о результатах контроля и технического

освидетельствования элементов трубопроводов;

- сведения о ремонте и реконструкции объекта;

- сведения об истории нагружения трубопровода (число циклов

«пуск-останов», рабочие давление, температура и уровни вибраций

элементов технологических трубопроводов на каждом режиме).

6 Оценка технического состояния

6.1 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 аналога марки стали по химическому составу по

ГОСТ 7565;

- серия измерений твердости в нескольких областях элемента

ТПО, корреляция средних значений механических свойств стали

по измеренным значениям твердости по ГОСТ 22761;

- серия измерений толщин стенок для установления сортаментов

элементов по ГОСТ 14782;

- анализ технических условий отечественных или зарубежных

заводов-изготовителей в целях идентификации изделия по

химическому составу, механическим свойствам и значениям

сортамента.

По результатам проведенных работ проводится восстановление

исполнительной документации (см. 5.3) в соответствии с СТО

Газпром 2-2.3-244.

6.2 Оценка технического состояния элементов надземных

трубопроводов КЦ предусматривает следующие виды контроля:

- контроль качества сварных соединений, в соответствии с

методами, объемами, нормами и правилами,

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

регламентированными СТО Газпром 2-2.4-083 и Временной

методикой ОАО «Газпром» [8];

- визуальный и измерительной контроль качества основного

металла всех элементов по ГОСТ 23479 и РД 03-606-03 [9]; при

обнаружении дефектов (вмятины, гофры, коррозионные

повреждения и др.) необходимо использовать дополнительные

методы контроля: феррозондовый по , магнитопорошковый по

ГОСТ 21105 или капиллярный по ГОСТ 18442;

- ультразвуковой контроль толщин стенок по ГОСТ 28702;

- измерение твердости 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,

объемами и нормами, регламентированными СТО Газпром

2-2.3-325;

- дефектоскопия выявленных дефектов (например, каверны и

язвы наружной коррозии, в том числе язвенной коррозии под

защитным покрытием трубопроводов, трещины или колонии

трещин КРН элементов трубопроводов, эрозионное утонение

стенок и гофры отводов, 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.

6.3 Оценка технического состояния подземных трубопроводов

ТПО КЦ, помимо работ по 6.2, предусматривает следующие виды

поэлементного контроля при проведении вскрышных земляных

работах в полном объеме:

- контроль наличия и соответствия проекту опорной системы;

- контроль состояния опор.

6.4 При невозможности проведения земляных работ, все

вскрышные работы по 6.3 могут быть заменены шурфованием.

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

Количество шурфов при этом должно соответствовать количеству

наиболее проблемных из контролируемых элементов (тройники,

тройниковые соединения, отводы, опоры). Помимо работ по 6.3,

также производится проверка эффективности работы ЭХЗ в

соответствии с ГОСТ Р 51164 и контроль состояния подземных

участков методами АЭ в соответствии с ПБ 03-593-03 [10] или ВТД

в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-066.

6.5 По результатам контроля должна быть проведена оценка

технического состояния каждого элемента трубопроводов в

соответствии с действующей НТД.

6.6 Рекомендации по проведению инструментального

обследования и оценке состояния основного металла и металла

сварных соединений приведены в приложении А.

7 Определение статических и динамических нагрузок

7.1 Для расчета НДС элементов трубопроводов необходимы

данные о типе и численных значениях нагрузок. Для оценки

уровня накопленных повреждений и оценок в будущем данные о

нагрузках и воздействиях должны быть подготовлены с учетом

фактора времени. Оценка совокупных воздействий на

трубопроводы должна быть получена с учетом взаимного влияния

и сочетаемости нагрузок и воздействий различного

происхождения. Выявление возможных комбинаций и сочетаний

нагрузок с учетом их развертывания во времени является

обязательным и неотъемлемым этапом общего анализа нагрузок

и воздействий. Дополнительно должен быть проведен анализ

экстремальных значений нагрузок, необходимых для расчета

несущей способности трубопровода по критериям прочности.

7.2 Определение статических нагрузок

7.2.1 Работы по определению НДС трубопроводов КС проводятся

в соответствии с ГОСТ Р 52330, СТО Газпром 2-2.3-327 и включают

в себя прямые измерения действующих напряжений и

деформаций, а также прочностной расчет конструкции

численными методами с учетом возможного непроектного

положения ТПО КС.

7.2.2 Для определения наиболее нагруженных участков ТПО КС

при статическом нагружении используется расчетно-

экспериментальный метод, включающий:

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

- сбор исходных данных;

- геодезические измерения (нивелирование) и анализ

результатов;

- измерения деформаций и напряжений;

- расчеты НДС трубопроводов КЦ;

- анализ результатов расчетов и измерений, выводы.

7.2.3 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.

7.2.4 По результатам анализа геодезических измерений

идентифицируют возможные кинематические нагрузки при

проведении прочностных расчетов и косвенно определяют

дополнительные сечения при проведении измерений напряжений.

7.2.5 Измерения напряжений/деформаций в сечениях ТПО

проводятся тензометрическими, магнитошумовыми,

ультразвуковыми, рентгеноскопическими и другими приборами,

удовлетворяющими требованиям ГОСТ Р 52330, СТО Газпром

2-2.3-243, СТО Газпром 2-2.3-327. Размещение площадок

измерения напряжений по трубопроводному участку должно

соответствовать следующим требованиям:

- измерения напряжений должны проводиться в сечениях

геодезических измерений;

- кроме того, измерения напряжений должны проводиться в

сечениях повышенных значений расчетных напряжений при

проектном положении участка и проектных нагрузках;

- окончательный перечень площадок измерения напряжений

формируется после проведения предварительного расчета участка

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

с нагрузками в виде возможных перемещений, полученными из

результатов геодезических измерений.

7.2.6 При проведении основных и промежуточных расчетов

расчетные схемы для определения НДС трубопроводов КС не

регламентируются какими-либо нормативными документами,

однако в части задания нагрузок, воздействий и коэффициентов

надежности по нагрузке они должны быть составлены с учетом

требований СНиП 2.05.06-85* [11]. Расчетные схемы должны

адекватно отражать условия закрепления в граничных условиях,

виды нагрузок, конструкции опор с трением, жесткостные

характеристики и линейные размеры ЗРА и т.д. При задании

нагрузок в расчетных схемах должны быть учтены: собственный

вес элементов технологических трубопроводов, номинальное

внутреннее давление, температурные перепады, силы трения на

опорах и если есть - кинематические нагрузки в перемещениях.

При выполнении статических расчетов расчетные схемы должны

быть скорректированы в граничных условиях с учетом измеренных

фактических статических перемещений под нагрузкой. Данное

требование должно обеспечивать сходимость измеренных и

расчетных значений перемещений.

7.2.7 Для подземных участков трубопроводов расчетная схема

должна отражать условия работы трубопровода и взаимодействие

его с грунтами только с учетом весовой нагрузки грунтов и

фактической опорной системы.

7.2.8 Результаты расчетов должны содержать числовые данные

по перемещениям, внутренним усилиям и напряжениям, а также

эпюры перемещений, эпюры максимальных эквивалентных или

продольных напряжений, эпюры продольных сил и изгибающих

моментов. В результатах расчетов должны быть указаны участки

с максимальными уровнями напряжений и сопутствующими

пояснениями по допустимости или недопустимости расчетных

значений по отношению к нормативным значениям.

7.2.9 При перекрестном анализе результатов измерений и

расчетов необходимо сопоставить для одних и тех же узлов

расчетные значения перемещений и результаты геодезии,

фактические и расчетные значения зазоров над опорами, а также

значения напряжений.

7.3 Определение динамических нагрузок

База нормативной документации: www.complexdoc.ru