СТО Газпром 2-2.3-328-2009. Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций
Подождите немного. Документ загружается.
А.7.1 Решение о необходимости проведения АЭК подземных
трубопроводов (в шурфах) принимается экспертной группой и
проводится в соответствии с ПБ 03-593-03 [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 - до» величины входного давления КЦ при
неработающих ЦБН. При гидроиспытаниях ТПО выдерживают под
давлением 1,25Р
раб
в течение 24 ч. Скорость подъема давления
должна находиться в пределах от 0,002Р
исп
до 0,02Р
исп
в минуту.
Давление в трубопроводе поднимают наполнительными
агрегатами до величины максимально возможной по их
техническим характеристикам, а затем - опрессовочным агрегатом
- 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, опломбированные 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 зависимости от ее
назначения и условного прохода должна соответствовать ГОСТ
9544 или стандартам 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, оценка
состояния системы ЭХЗ и защищенности 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
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
31
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 показателям: адгезия в
нахлесте (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 мастичного покрытия
методом выреза треугольника с углом около 60° и сторонами 3-5
см с последующим снятием покрытия ножом от вершины надреза.
Адгезия покрытия считается удовлетворительной, если
вырезанный треугольник отслаивается только с приложением
усилия, при этом наблюдается когезионный характер отслаивания
по всей площади трубы под вырезанным треугольником в
соответствии с 6.2.6 ГОСТ Р 51164.
А.8.4 Контролируется ширина нахлеста 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 НЧ-вибрации - в таблице Б.1 и для
ВЧ-вибрации - в таблице Б.2, базируются на экспериментальных
данных, полученных при диагностических обследованиях
трубопроводов КС ОАО «Газпром» и соответствуют СТО Газпром
2-2.3-324.
Б.2 Градация зон вибрационного состояния
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
32
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 3она «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 технического состояния.
Б.2.4 Зона «С» - трубопроводы, вибрация которых попадает в эту
зону, обычно рассматриваются как непригодные для длительной
эксплуатации.
Б.2.5 Зона «Д» - уровни вибрации в данной зоне обычно
рассматриваются как достаточно серьезные, для того чтобы
вызвать повреждение трубопроводов.
Б.З Нормами установлены значения границ зон вибрационного
состояния трубопроводов по НЧ и ВЧ вибрации (таблицы Б. 1 и Б.2
соответственно).
Б.4 Оценка вибросостояния трубопроводов
Б.4.1 Оценка вибросостояния трубопроводов проводится
отнесением зарегистрированного общего уровня вибрации Ve (мм/
с) к соответствующей зоне вибросостояния для каждого из
обследованных режимов работы ГПА и КЦ. По результатам оценки
вибросостояния делается вывод о дальнейшей эксплуатации КЦ
или ГПА, определяются рекомендуемые ограничения на режимы
работы, в частности, запрещенные режимы, а также назначаются
периодичность и точки для последующих контрольных измерений.
Б.4.2 Оценка вибросостояния трубопроводов выполняется по
наихудшей из оценок по НЧ- и ВЧ-вибрации.
Таблица Б.1 - Нормы НЧ-вибрации трубопроводов для
диапазона частот от 4 до 100 (200) Гц включительно
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
33
Общий уровень Vе, (мм/с)
Границы зон
вибросостояния
Трубы и соединительные
фасонные изделия
Корпуса ЗРА
А/В 4,5 3
В/В1 11 7
В1/С 18 18
C/Д 28 28
Таблица Б.2 - Нормы ВЧ-вибрации трубопроводов для
диапазона частот от 100 (200) до 1500 (2000, 2500) Гц
включительно
Границы зон вибросостояния Общий уровень Vе, (мм/с)
А/В 10
В/В1 25
В1/С 35
С/Д 45
Приложение В
(обязательное)
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
34
Оценка срока безопасной эксплуатации трубопровода по
критерию малоцикловой усталости и выносливости
В.1 Уточненная оценка накопленного повреждения
В.1.1. В соответствии с ПНАЭ Г-7-002-86 [26], определение
допускаемого числа циклов по заданным амплитудам напряжений
проводится по формулам, связывающим амплитуды условных
упругих напряжений и числа циклов. Для экспресс-оценки можно
использовать расчетные кривые усталости, приведенные на
рисунках В.1 и В.2.
В.1.2. Если процесс нагружения состоит из ряда циклов,
характеризуемых амплитудами
напряжений (σ
aF
)
i
, максимальными напряжениями (σ
F
)
maxi
и
соответствующими числами циклов N
i
, то должно выполняться
условие прочности по накопленному усталостному повреждению.
В.1.3. Допускаемая амплитуда условного упругого напряжения
[σ
aF
] или допускаемое число циклов [N
0
] при максимальном
напряжении цикла [σ
Fmax
] для сталей при [N
0
] ≤ 10
6
равны
минимальному значению из двух, определяемых по формулам:
-
(В.1)
-
(В.2)
где: п
σ
, n
N
- коэффициенты запаса прочности по напряжениям и
по числу циклов;
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
35
т, т
е
- характеристики материала;
R
T
с
- временное сопротивление при расчетной температуре,
МПа;
Е
Т
- модуль упругости при расчетной температуре, МПа;
R
T
с
- характеристика прочности, принимаемая равной:
-
(В.3)
где е
т
с
- характеристика пластичности, зависящая от значения
Z
T
c
, определяется по формуле
-
(В.4)
где R
T
p0 2
- предел текучести при расчетной температуре, или
при (σ*
F
) < R
T
0 2
по формуле
-
(В.5)
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
36
где (σ*
F
)
max
- максимальное значение условных упругих
напряжений за всю историю нагружения;
Z
T
- относительное сужение поперечного сечения образца
при статическом разрушении при растяжении при расчетной
температуре, %.
При Z
T
< 50% следует принимать Z
Т
с
= Z
T
, а при Z
T
> 50% - Z
Т
с
= 50% .
В.1.4 Если характеристика пластичности е
т
с
определяется по
значению Z
Т
, полученному путем испытаний на статическое
растяжение, то используют формулы:
-
(В.6)
-
(В.7)
В.1.5 Для характеристик Е
Т
, Z
T
, R
T
m
принимаются минимальные
значения в интервале рабочих температур. Коэффициент запаса
прочности по напряжениям п
с
принимается равным 2, а по числу
циклов n принимается равным 10.
В.1.6 Показатели степени m, m
c
и предел выносливости R
T
-1
определяются в соответствии с таблицей В.1.
В.1.7 Если допускаемое число циклов [N
0
] меньше или равно
10
6
, то определение допускаемой амплитуды условного упругого
напряжения [σ
aF
] или допускаемого числа циклов [N
0
]
необходимо проводить по формулам:
(В.8)
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
37
-
-
(В.9)
где R
T
-1
- предел выносливости при симметричном цикле осевого
растяжения - сжатия при расчетной температуре, МПа.
Из двух значений [N
0
] или [σ
aF
] определенных по формулам
(В.8) или (В.9), в качестве допускаемого выбирается наименьшее.
В.1.8 Остаточное напряжение учитывают в том случае, если оно
является растягивающим и в рассматриваемой зоне детали
амплитуда местного условного упругого напряжения от
механических и тепловых нагрузок ни при одном из типов циклов
нагружения не превышает предела текучести при температуре 293
К (плюс 20 °С). Допускается принимать остаточное напряжение,
равное пределу текучести при температуре 293 К (плюс 20 °С).
Таблица В.1- Формулы расчета значений R
T
-1
, т и т
е
Обозначение R
T
m
≤700, МПа
700 < R
T
m
≤ 1200,
МПа
R
T
-1
0,4 R
T
m
(0,54-2·10
-4
R
T
m
)
R
T
m
m 0,5 0,36+2·10
-4
R
T
m
m
e
0,132 lg R
T
m
/ R
T
-1
(1+1,4·10
-2
Z
T
)
В.1.9 При определении зависимости изменения напряжений
остаточное напряжение учитывается алгебраическим
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
38
суммированием его составляющих с составляющими напряжений
от эксплуатационных механических и тепловых нагрузок.
В расчете нетермообработанных сварных соединений с
неполным проплавлением напряжение (σ
F
)
max
принимается
равным пределу текучести при плюс 20 °С.
В.1.10. Допускаемую амплитуду напряжений для сварного
соединения [σ
aF
] вычисляют по формуле
[σ
aF
]
s
= φ
s
[σ
aF
]
(В.10)
где [σ
aF
] - амплитуда допускаемых условных упругих
напряжений, определяемая по расчетной кривой усталости или
соответствующей формуле для основного материала при заданном
числе циклов;
φ
s
- коэффициент, зависящий от вида сварки свариваемых
материалов и термообработки после сварки (φ
s
≤ 1).
В.1.11 Значения φ
s
для ряда сварных соединений приведены в
таблице В.2. Коэффициент φ
s
используется совместно с расчетной
кривой усталости того основного материала, по отношению к
которому определен φ
s
.
Таблица В.2 - Значения коэффициента φ
s
Метод сварки Свариваемые стали
Вид термообработки
после сварки
φ
s
Без термообработки 0,8
Малоуглеродистая
Отпуск 1,0
Ручная
дуговая
Низколегированная
Независимо от вида
термообработки
1,0
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
39
Малоуглеродистая Без термообработки 0,9
Отпуск 1,0
Автоматическая
электродуговая
Низколегированная
Независимо от вида
термообработки
1,0
Без термообработки 1,0
АргонодуговаяНизколегированная
Отпуск 1,0
В.1.12. Условие прочности при наличии различных циклических
нагрузок проверяется по формуле
-
(В.11)
где N
i
- число квазистатических циклов i-го типа за время
эксплуатации;
k - общее число типов квазистатических циклов;
[N
0
] - допускаемое число квазистатических циклов i-го типа;
a
N
- накопленное усталостное повреждение, предельное
значение которого [a
N
] = 1.
В.1.13 В общем случае
-
(В.12)
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
40