СТО Газпром 2-2.3-328-2009. Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций
Подождите немного. Документ загружается.
7.3.1 Измерения вибропараметров и расчеты по идентификации
резонансных участков ТПО проводятся в соответствии с СТО
Газпром 2-2.3-324.
7.3.2 Основными измеряемыми динамическими величинами при
проведении виброобследований являются:
- вибрация участков трубопроводов;
- пульсация давления газа в ТПО;
- вибрация других конструктивных и технологических узлов и
элементов трубопроводов.
7.3.3 При проведении виброобследований трубопроводов
используются следующие виды измерений колебательных
процессов:
- измерения вибрации элементов трубопроводов и пульсации
давления транспортируемого газа, выполняемые на
установившихся режимах работы ГПА;
- измерения параметров (частоты, коэффициенты
демпфирования) собственных колебаний 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.
7.3.4 Контролируемыми (сопоставляемыми с нормами)
параметрами вибрации технологических трубопроводов, корпусов
ЗРА и ЦБН являются СКЗ виброскорости в указанных в настоящем
стандарте частотных диапазонах (общие уровни вибрации).
Основными параметрами анализа вибрации являются:
- СКЗ общих уровней виброскорости и амплитуды отдельных
дискретных спектральных составляющих;
- частоты и фазы спектральных составляющих;
- собственные частоты колебаний линейного участка
трубопровода или трубы как оболочки.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
21
7.3.5 Измерения проводятся в НЧ- и ВЧ-диапазонах. Верхняя
частотная граница НЧ-диапазона устанавливается равной 100 или
200 Гц, а нижняя частотная граница ВЧ-диапазона
устанавливается равной 100 или 200 Гц в зависимости от
выбранной верхней границы НЧ-диапазона. Верхняя частотная
граница ВЧ-диапазона устанавливается равной 1500, или 2000, или
2500 Гц с учетом необходимости включения в ВЧ-диапазон 1-й
и 2-й «лопаточной» составляющих от скорости вращения ротора
ЦБН. При этом «лопаточная» составляющая должна быть ниже
верхней границы ВЧ-диапазона как минимум на 200 Гц.
7.3.6 НЧ-вибрация измеряется на кранах, люках-лазах, 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 № 3-бис, тройниках.
7.3.7 ВЧ-вибрация 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 подключения рециркуляционного трубопровода к
выходному, на тройниках люк-лазов, в сечениях входных/выходных
трубопроводов на участках между ЦБН и кранами № 1 и/или №
2. Конкретное расположение сечения может назначаться: на
входном фильтре, на толстостенных/тонкостенных катушках, на
тройниках люк-лазов (по основному и/или боковому проходам
тройника), на первом по ходу газа отводе в точке проведения
толщинометрии, в сечениях на середине участка между обратным
клапаном и регулирующим клапаном или краном № 6, при наличии
регулирующего клапана - на расстоянии 1 м за регулирующим
клапаном.
7.3.8 Анализ результатов измерения вибропараметров должен
содержать перечень амплитуд и частот вибропараметров, точек
измерений и режимов, при которых СКЗ превышают допустимые
значения, приведенные в Приложении Б. Перечень указанных
значений необходим для:
- выяснения причин повышенных вибраций;
- использования их при проведении расчетов динамических
напряжений;
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
22
- определения точек измерения динамических деформаций по
каждому режиму.
7.3.9 Динамические напряжения определяются на основе
расчета по параметрам вибрации и/или путем прямых измерений.
7.3.10 Расчет динамических напряжений выполняется, исходя
из параметров вибрации, соответствующих верхней границе
допустимого диапазона. Расчет динамических напряжений для
НЧ-области проводится в балочной постановке задачи, а для ВЧ-
области - в оболочечной [12].
7.3.11 Измерения динамических деформаций и/или напряжений
проводятся при режимах (давление, температура, обороты и т.д.),
на которых измерены сверхнормативные значения
вибропараметров.
7.3.12 Величины динамических напряжений должны быть
учтены при оценке срока безопасной эксплуатации элементов
трубопроводов.
8 Оценка срока безопасной эксплуатации элементов
технологических трубопроводов
8.1 Оценка срока безопасной эксплуатации каждого элемента
трубопровода производится 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 отсутствует часть документации
по истории нагружения, то текущие статические и/или
динамические нагрузки принимаются на весь период
эксплуатации. Схема оценки срока безопасной эксплуатации
элементов трубопровода показана на рисунке 2.
8.2 Если фактические параметры состояния материала и
нагружения (значения температуры и давления, числа циклов
соответствующих режимов и т.д.) не превышали проектных и
нормируемых параметров и значений, то принимается решение
о соответствии трубопровода требованиям, установленным
проектной документацией.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
23
Рисунок 2 - Схема оценки срока безопасной эксплуатации
элементов трубопроводов
8.3 Если фактические параметры состояния материала и/или
нагружения превышали проектные и нормируемые параметры и
значения, то необходимо выполнить расчет на прочность в
соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* [11].
8.4 Провести прочностную оценку элементов с дефектами:
- овализация - в соответствии с Р 51-31323949-42 [13];
- гофры и вмятины - в соответствии с рекомендациями по оценке
прочности и устойчивости трубопроводов [14];
- поверхностная коррозия и эрозионное утонение стенки - в
соответствии с Р 51-31323949-42 [13].
Прочностная оценка элементов с дефектами в кольцевых
сварных швах проводится в соответствии с Временной методикой
ОАО «Газпром» [8].
8.5 Если по результатам расчета на статическую прочность
дефект определяется как недопустимый, то принимается решение
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
24
о замене элемента. Если же дефект допустим - проводится оценка
срока безопасной эксплуатации элемента с дефектом в
соответствии с реализуемым механизмом накопления
повреждений и развития дефекта.
8.5.1 При утонении стенок труб и отводов вследствие коррозии
и эрозии необходимо принять скорость износа по фактическому
состоянию и оценить время достижения предельного состояния.
8.5.2 Для трещиноподобных дефектов следует рассчитать число
циклов, необходимое для достижения критических размеров
дефекта (предельное состояние трещины) с учетом вязкого роста
трещины в соответствии с Временной методикой ОАО «Газпром»
[8].
8.5.3 Для труб и отводов с вмятинами и гофрами, для сварных
швов со смещением кромок, оценка срока безопасной
эксплуатации должна проводиться на основе критериев
малоцикловой усталости и выносливости в соответствии с
Приложением В.
8.6 Провести расчет на циклическую прочность труб и отводов,
в которых не были выявлены дефекты и повреждения, исходя из
их фактического технического состояния с учетом действующих
статических и динамических нагрузок в соответствии с
Приложением В. Определить срок безопасной эксплуатации по
критериям малоцикловой усталости и выносливости.
8.7 Провести расчет на циклическую прочность тройников в
соответствии с приложением Г.
9 Заключительная часть работ. Оформление выходной
документации
9.1 По результатам оценки срока безопасной эксплуатации по
каждому элементу принимается (см. раздел 6) одно из следующих
решений:
- продление срока эксплуатации не менее чем на 10 лет без
ограничений по режимам эксплуатации, предусмотренных
проектом;
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
25
- продление срока эксплуатации не менее чем на 10 лет при
условии мониторинга технического состояния и/или нагрузок;
- вывод элемента из эксплуатации с заменой или с ремонтом.
9.2 Срок безопасной эксплуатации ТПО КС в целом
определяется по элементу с минимальным сроком безопасной
эксплуатации из всех элементов ТПО.
9.3 При продлении срока эксплуатации элемента без
ограничений режимов эксплуатации или при замене элемента
мониторинг технического состояния элемента не назначается.
9.4 При продлении срока эксплуатации элемента с дефектом,
в т.ч. после ремонта, назначается мониторинг его технического
состояния. Регламент мониторинга разрабатывается с учетом
фактического технического состояния и действующих статических
и динамических нагрузок.
9.5 Мониторинг статической нагрузки может быть назначен для
участков трубопроводов с повышенным уровнем НДС и/или
склонным (по результатам геодезических измерений) к
отклонению от проектного положения в соответствии с СТО
Газпром 2-2.3-220.
9.6 По результатам анализа проектной, исполнительной и
эксплуатационной документации, данных технического
диагностирования, выполнения расчетов НДС диагностическая
организация составляет отчет и выдает экспертное заключение
о техническом состоянии, указывает срок и условия безопасной
эксплуатации технологических трубопроводов «высокой стороны»
КС при условии выполнения назначенных диагностической
организацией компенсирующих мероприятий.
10 Требования безопасности при проведении работ
(требования безопасности жизни и здоровья граждан)
10.1 К проведению работ по неразрушающему контролю
допускаются специалисты, прошедшие специальную
теоретическую подготовку, практическое обучение и аттестацию в
соответствии с ПБ 03-440-02 [15].
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
26
10.2 Рабочие места при проведении работ должны
соответствовать требованиям СП 2.2.1.1312-03 [16].
10.3 На рабочих местах, где проводятся работы с
электрооборудованием, должны быть обеспечены условия
электробезопасности в соответствии с требованиями ПОТ Р
М-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00 [17].
10.4 В случае выполнении контроля на высоте должны быть
обеспечены условия их проведения в соответствии с требованиями
ПОТ Р М-012-2000 [18].
10.5 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 03-517-02 [20] и ПБ
08-624-03 [21].
Приложение А
(рекомендуемое)
Рекомендации по проведению инструментального
обследования и оценке состояния основного металла и
металла сварных соединений
А.1 Визуальный и измерительный контроль
А.1.1 Визуальный контроль выполняется по всей поверхности
трубы. При неудовлетворительных 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
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
27
элементов сварного узла. Визуальный и измерительный контроль
выполняется с применением технических средств в соответствии с
ГОСТ 23479 и РД 03-606-03 [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 протяженности 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
формирования 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 поперечном и осевом направлениях;
- количество и качество вставок, установленных для устранения
зазоров;
- наличие трещин и разрушений, раскачивания опор в грунте.
Крепежные детали (шпильки, болты, гайки) отбраковываются,
если выявлены трещины, срывы, выкрашивание ниток резьбы,
коррозионный износ резьбы, изгиб болтов, шпилек, остаточная
деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ
боковых граней и скругление ребер болтов и гаек.
А.2 Толщинометрия
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
28
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
газопроводов [22].
А.2.2 Оценка результатов контроля состоит в сравнении
измеренных значений толщины 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 контрольных 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 твердости материала
А.3.1 Механические (прочностные) характеристики металла
определяются по измеренным значениям твердости по ГОСТ 22761
или могут определяться по диаграмме вдавливания с помощью
специализированного приборного оборудования (например, с
помощью прибора ПИМ-ДВ-01, который позволяет определять
такие характеристики металла, как предел прочности, предел
текучести, относительное удлинение, относительное сужение,
твердость по Бринеллю, твердость по Виккерсу).
А.3.2 Места измерения твердости совпадают с местами
измерения толщины стенки. Особое внимание обращается на
участки, работающие в наиболее сложных условиях: вблизи
отводов, тройниках, врезках, местах сужения трубопроводов, перед
арматурой и после нее, в местах скопления веществ, вызывающих
коррозию, застойных зонах, дренажах, тупиковых и временно
неработающих участках, воротниках фланцев.
А.3.3 По результатам замера твердости металла и сварных
соединений дается оценка их прочностных характеристик по ГОСТ
22761.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
29
А.3.4 В случае, если полученный результат показывает, что
твердость металла на участке 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
проведением 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 выполняется 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 2-2.4-083.
А.5.2 Ультразвуковой контроль сварных соединений после
ремонта или замены элемента трубопровода выполняется в
соответствии с СТО Газпром 2-2.4-083.
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 образующей
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
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
30