Стр. 1
 

10 страниц

191.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Распространяется на трубопроводы технологического газа компрессорных станций и дожимных компрессорных станций ОАО «Газпром», на которые распространяются требования СНиП 2.05.06-85*.

Настоящий стандарт устанавливает требования к технологическому процессу мониторинга напряженно-деформированного состояния, а также к организации и проведению работ при мониторинге напряженно-деформированного состояния трубопроводов компрессорных станций и дожимных компрессорных станций ОАО «Газпром».

Положения настоящего стандарта обязательны для применения газодобывающими и газотранспортными дочерними обществами ОАО «Газпром», а также специализированными организациями, привлекаемыми к разработке системы мониторинга напряженно-деформированного состояния трубопроводов компрессорных станций и дожимных компрессорных станций ОАО «Газпром».

Показать даты введения Admin

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

МЕТОДИКА
МОНИТОРИНГА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО
СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ «ВЫСОКОЙ СТОРОНЫ» КС

СТО Газпром 2-2.3-220-2008

Москва 2008

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН

Дочерним открытым акционерным обществом «Оргэнергогаз» (ДОАО «Оргэнергогаз»)

2 ВНЕСЕН

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

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Распоряжением ОАО «Газпром» от 11 июня 2008 г. № 162

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

Введение

Настоящий стандарт разработан в рамках Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2007 год, утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 07 февраля 2007 г. № 01-12, и п. 4.2 Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 годы, утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 11 октября 2005 г. № 01-106.

Целью разработки настоящего стандарта является определение методических и технических требований к процессу непрерывного слежения и регистрации напряженно-деформированного состояния трубопроводов компрессорных станций, работающих в условиях циклических или внезапных подвижек грунтов, вызывающих перемещения опорных конструкций и подземной части трубопроводов.

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Сокращения

4 Основные положения

4.1 Последовательность и объем работ

4.2 Требования к организациям, обслуживающему персоналу и средствам контроля

5 Анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации

6 Выбор сечений для размещения стационарных датчиков

7 Требования к системе мониторинга напряженно-деформированного состояния

8 Регламент мониторинга напряженно-деформированного состояния

9 Требования безопасности при проведении работ

Приложение А (обязательное) Требования к работам по геодезическому нивелированию

Приложение Б (справочное) Струнные датчики деформации

Библиография

 

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

МЕТОДИКА
МОНИТОРИНГА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ «ВЫСОКОЙ СТОРОНЫ» КС

Дата введения - 2009-01-22

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на трубопроводы технологического газа (далее - трубопроводы) компрессорных станций и дожимных компрессорных станций ОАО «Газпром», на которые распространяются требования СНиП 2.05.06-85* [1].

1.2 Настоящий стандарт устанавливает требования к технологическому процессу мониторинга напряженно-деформированного состояния, а также к организации и проведению работ при мониторинге напряженно-деформированного состояния трубопроводов компрессорных станций и дожимных компрессорных станций ОАО «Газпром».

1.3 Положения настоящего стандарта обязательны для применения газодобывающими и газотранспортными дочерними обществами ОАО «Газпром», а также специализированными организациями, привлекаемыми к разработке системы мониторинга напряженно-деформированного состояния трубопроводов компрессорных станций и дожимных компрессорных станций ОАО «Газпром».

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

ГОСТ Р 52330-2005 Контроль неразрушающий. Контроль напряженно-деформированного состояния объектов промышленности и транспорта. Общие требования

СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным по состоянию на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ДКС - дожимная компрессорная станция;

КИК - коммутационно-измерительная колонка;

КС - компрессорная станция;

КЦ - компрессорный цех;

НДС - напряженно-деформированное состояние;

НК - неразрушающий контроль;

ТПО - трубопроводная обвязка.

4 Основные положения

4.1 Последовательность и объем работ

4.1.1 Разработка и монтаж системы мониторинга НДС могут проводиться как на этапе эксплуатации, так и па этапе строительства, реконструкции или ремонта трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром». Если монтаж системы мониторинга НДС проводится на этапе эксплуатации трубопроводов, для определения исходных уровней напряжений/деформаций на момент установки стационарных датчиков необходимо предварительно провести оценку напряженно-деформированного состояния ТПО в соответствии с Методикой оценки напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов компрессорных станций [2]. В том случае, когда монтаж системы мониторинга НДС проводится на этапе строительства, реконструкции или ремонта трубопроводов, замыкающий стык должен выполняться после установки датчиков контроля НДС.

4.1.2 Отслеживаемые в ходе мониторинга изменения уровня НДС ТПО являются следствием воздействия непроектных нагрузок, связанных с изменением высотного положения опорной системы. Контроль высотных отметок трубопроводов осуществляется с помощью геодезического нивелирования в соответствии с приложением А.

4.1.3 При создании системы мониторинга НДС ТПО работы должны проводиться в следующем порядке:

- анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

- выбор сечений для размещения стационарных датчиков контроля НДС;

- монтаж стационарной системы мониторинга НДС;

- разработка регламента мониторинга и обучение персонала эксплуатирующей организации.

4.2 Требования к организациям, обслуживающему персоналу и средствам контроля

4.2.1 Привлекаемые для разработки систем мониторинга НДС трубопроводов специализированные организации должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-3.5-046.

4.2.2 К проведению контроля допускаются специалисты, прошедшие обучение по используемому методу НК с аттестацией на уровень квалификации не ниже второго, в соответствии с ПБ 03-440-02 [3].

4.2.3 Используемые приборы и другие средства НК должны иметь необходимые документы, подтверждающие правомерность их применения.

5 Анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации

5.1 Эксплуатирующая организация обязана предоставить исполнителю работ по мониторингу НДС всю имеющуюся проектную, исполнительную и эксплуатационную документацию по объекту мониторинга.

5.2 По проектной документации необходимо проанализировать:

- чертежную документацию на трубопровод с опорами и подвесками;

- характеристику грунтов на локальных участках трубопровода;

- диаметры и толщины стенок, сведения о материале труб, характеристики соединительных фасонных изделий;

- план и профиль трубопровода, проектные решения на отдельных участках;

- расчет трубопровода на прочность (выписку из него с указанием обозначения расчета), содержащий перечень рассчитываемых узлов трубопровода, действующих на них нагрузок и температурных воздействий, а также перечень режимов эксплуатации;

- производственные инструкции (технологические регламенты) по эксплуатации трубопроводов.

5.3 По исполнительной документации необходимо проанализировать:

- 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;

- согласования по отклонению от проектной документации.

5.4 По эксплуатационной документации необходимо проанализировать:

- технические условия работы объекта (температура и давление рабочей среды, давление и температура испытаний, испытательная среда, срок службы);

- сертификаты на трубы и другие элементы;

- результаты технического освидетельствования;

- отказы, имевшие место за период с начала пусконаладочных работ, связанные с подвижками опорной системы и фунтов;

- данные о реконструкции трубопровода.

5.5 По результатам анализа технической документации составляется заключение, содержащее:

- перечень проанализированной документации;

- сведения об исходных данных о трубопроводе;

- сведения о ремонте и реконструкции трубопровода;

- сведения об отказах и истории нагружения трубопровода.

5.6 Если имели место отклонения положения труб от проектных параметров, то должна быть установлена их возможная причина:

- вследствие некорректного исполнения проектных заданий;

- подвижек фундаментных оснований опор трубопроводов;

- просадки подземных трубопроводов в процессе эксплуатации.

5.7 При отсутствии какой-либо технической документации, в особенности касающейся материалов и механических свойств отдельных элементов ТПО (сертификаты и паспорта труб, отводов, тройников и т.д.), должны быть выполнены работы но ее восстановлению в соответствии с Временной инструкцией по восстановлению технической документации на  технологические трубопроводы компрессорных станций, дожимных компрессорных станций и станций подземных хранилищ газа [4].

6 Выбор сечений для размещения стационарных датчиков

6.1 Контроль НДС трубопроводов производится в зонах локализации напряжений при возможных непроектных кинематических нагрузках, связанных с перемещением опорной системы трубопроводов. Зоны локализации напряжений определяются на основе статического расчета в соответствии с Методикой оценки напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов компрессорных станций [2].

6.2 Расчеты на статическую прочность выполняются для проектных нагрузок и для возможных отдельных (и в сочетаниях) кинематических нагрузок от опорной системы. Целью расчетов является выявление сечений трубопроводов с максимальными напряжениями для установки в этих сечениях стационарных датчиков.

6.3 Требования, предъявляемые к средствам расчета - программным пакетам;

- приобретенное средство расчета должно быть лицензионным программным продуктом;

- если средство расчета является собственным программным продуктом, оно должно быть апробировано на достаточном количестве верификационных задач с известными аналитическими решениями в области строительной механики;

- программное средство расчета должно предоставлять численные результаты расчетов статических напряжений и перемещений элементов конструкций в балочной или стержневой постановке задачи безотносительно основ численных методов;

- программное средство должно иметь возможность учитывать при расчете нагрузки типа сосредоточенных и распределенных сил, давлений, моментов, гравитационных и температурных нагрузок, а также нагрузок, заданных в виде перемещений;

- расчетные схемы для определения НДС ТПО в части задания нагрузок, воздействий и коэффициентов надежности по нагрузке должны быть составлены с учетом требований СНиП 2.05.06-85* [1];

- расчетные схемы должны адекватно отражать условия закрепления в граничных условиях, виды нагрузок, конструкции опор с трением, характеристики жесткости и линейные размеры запорно-регулирующей арматуры и т.д.

6.4 При задании нагрузок в расчетных схемах должны быть учтены;

- собственный вес трубопроводов и конструкций;

- номинальное внутреннее давление;

- температурные перепады;

- силы трения на опорах;

- возможные кинематические нагрузки в перемещениях.

6.5 Если программное средство основано на методах конечных элементов, размер элемента должен определяться в каждой конкретной модели из соображений допустимости расчетной погрешности  и  представительности графической формы результатов расчета.

Для расчетной схемы ТПО КЦ в балочной постановке (диаметр труб от 325 до 1020 мм) размер элемента должен находиться в пределах от 0,1 до 0,5 м.

6.6 Для подземных участков трубопроводов расчетная схема должна отражать условия работы трубопровода и взаимодействие его с фунтом в части весовой нагрузки и фактической опорной системы.

6.7 При выполнении статических расчетов расчетные схемы должны быть скорректированы в граничных условиях с учетом измеренных фактических статических перемещений под нагрузкой.

6.8 Результаты расчетов должны содержать:

- числовые данные по перемещениям, внутренним усилиям и напряжениям;

- эпюры перемещений, максимальных эквивалентных или продольных напряжений, продольных сил и изгибающих моментов;

- табличные значения продольных напряжений в расчетных узлах, соответствующих положению площадок измерения напряжений при заданиях в расчетной схеме нагрузок и граничных условий на момент проведения измерений.

6.9 В результатах расчетов должны быть указаны участки с максимальными уровнями напряжений, а также даны сопутствующие пояснения о допустимости/недопустимости расчетных значений по отношению к нормативным значениям.

7 Требования к системе мониторинга напряженно-деформированного состояния

7.1 Первичные (датчики) и вторичные (индикация результатов измерения) средства контроля НДС должны обеспечивать:

- возможность контроля деформации и/или напряжений в продольном (осевом) направлении трубы;

- погрешность измерений деформаций (напряжений) не более 5 %;

- стабильность измерений в диапазоне температур от минус 40 °С до плюс 100 °С;

- флуктуацию (отклонения) показаний измерений вследствие ползучести крепежных элементов не более 1 % в год;

- диапазон измеряемых деформаций не менее 2×10-3.

Датчики должны быть обеспечены системой температурной коррекции или термостатической защитой и иметь гидромеханическую защиту.

Конструкция средств контроля должна соответствовать требованиям безопасности, установленным на КС (искровзрывобезопасность и т.п.).

7.2 В качестве стационарных датчиков контроля НДС ТПО используются следующие первичные средства измерения:

- бумажные или фольговые тензорезисторы;

- тензодатчики струнного типа;

- оптоэлектронные измерители перемещений (деформаций);

- магнитошумовые датчики;

- акустические датчики;

- механические тензопреобразователи.

7.3 Бумажные или фольговые тензорезисторы с надежной гидромеханической защитой тензорозеток могут быть использованы, если назначенный срок мониторинга НДС не превышает двух лет. Кроме того, бумажные тензорезисторы должны быть продублированы в каждой розетке. При назначенном сроке мониторинга НДС более двух лет в качестве стационарных датчиков должны быть использованы тензодатчики струнного типа или механические тензопреобразователи. Технические характеристики струнных датчиков деформации, удовлетворяющих предъявленным требованиям, приведены в приложении Б.

7.4 Оптимальное количество датчиков и их распределение по ТПО определяется на основе статических расчетов участков с нагрузками в виде возможных перемещений.

7.5 Порядок подготовки измерительной площадки (размер, способ зачистки, необходимость травления и т.д.) для каждого средства измерения индивидуален и не должен противоречить правилам эксплуатации КС (необратимые повреждения изоляции, утонения стенок трубы, царапины, вмятины, задиры и т.д. - недопустимы). Применение электродуговой сварки при монтаже стационарных датчиков недопустимо. Рекомендуется ударно-конденсаторная приварка крепежных шпилек (аналогично креплению контактов средств электрохимической защиты).

7.6 Для надземных и подземных участков ТПО КЦ рекомендуется устройство КИК с размещением в них стационарных терминалов, блоков сопряжения и интерфейсов. Допустимая длина кабелей от датчиков до блоков сопряжения должна быть не менее 70 м.

7.7 Система мониторинга НДС должна обеспечивать автоматический сбор основной (деформации, напряжения) и режимной (температура стенки трубы и рабочее давление) информации и передачу се на компьютер.

7.8 Программные средства должны отвечать следующим требованиям:

- опрос каждого датчика в автоматическом режиме с заданной периодичностью или в ручном режиме по команде;

- запись в базу данных показаний датчиков и режимных параметров (давление и температура);

- хранение калибровок датчиков (при необходимости) и перевод показаний датчиков в единицы напряжения и деформации трубопроводов;

- построение временных трендов показаний каждого датчика;

- автоматическое отслеживание выхода показаний датчиков за контрольные уставки и выдача предупредительных сигналов;

- архивация данных и передача их в диагностический центр;

- возможность изменения в процессе эксплуатации количества подключенных к системе датчиков.

8 Регламент мониторинга напряженно-деформированного состояния

8.1 Начальным показаниям датчиков должны быть поставлены в соответствие:

- параметры эксплуатации ТПО на момент монтажа датчиков (внутритрубное давление, температура стенки трубы и окружающего воздуха или грунта);

- результаты выполненных в соответствии с Методикой оценки напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов компрессорных станций [2], измерений текущих значений напряжений ТПО в точках установки датчиков (только в случае монтажа системы мониторинга НДС на этапе эксплуатации ТПО КЦ);

- результаты геодезического нивелирования, выполненного в соответствии с приложением А.

8.2 При настройке стационарных датчиков с «плавающим нулем» в рабочем диапазоне измерений (например, начальное натяжение струны) точка отсчета должна делить диапазон измерений в отношении 1:3 («сжатие» к «растяжению») при наличии рабочего давления газа в трубе и в отношении 1:7 для трубы без давления.

8.3 За каждым датчиком должны быть зафиксированы по три индивидуальные «уставки» - в зависимости от режима эксплуатации трубопровода на момент монтажа датчика. «Уставка» датчика - установленное значение продольного напряжения (пересчитанного из деформации для плоского напряженного состояния), при котором необходимо принятие определенных мер, а именно:

- при повышении значения напряжения на 50 МПа («уставка» № 1) - провести повторные геодезические измерения на данном участке ТПО;

- при повышении напряжения до предельного по СНиП 2.05.06-85* значения («уставка» ,№ 2) - провести повторные геодезические измерения на данном участке ТПО, а специализированной организации - провести работы по выяснению причин повышения напряжения и его устранению;

- при повышении напряжения до значения, равного 85 % от предела текучести («уставка» № 3), - остановить эксплуатацию участка ТПО КЦ, а специализированной организации - провести работы по выяснению причин повышения напряжения и его устранению.

8.4 Периодичность проведения опроса датчиков мониторинга НДС должна составлять:

- для стационарных терминалов - не реже одного раза в неделю;

- для датчиков с переносным устройством считывания - не реже одного раза в месяц.

8.5 При проведении опроса датчиков необходимо фиксировать следующие режимные параметры:

- давление в трубопроводе в месте установки датчика;

- температуру трубопровода в месте установки датчика;

- температуру окружающей среды (при необходимости).

8.6 Плановые геодезические измерения в течение первых двух лет мониторинга НДС проводятся не реже двух раз в год (весной и осенью), а внеплановые - по «уставке» № 1.

8.7 На основе анализа полученных в результате мониторинга НДС данных специализированная организация составляет плановый годовой отчет о возможности нормальной эксплуатации ТПО КЦ. Отчет также может содержать рекомендации по изменению регламента мониторинга НДС. При производстве работ по устранению причин повышенных значений напряжений («уставки» № 2 и № 3) специализированная организация также составляет заключение о причинах нештатной ситуации и принятых мерах по ее устранению.

9 Требования безопасности при проведении работ

9.1 При проведении работ следует соблюдать требования пожарной безопасности ВППБ 01-04-98 [5] и правила по охране труда, предусмотренные на КС, на которой проводятся работы по мониторингу.

9.2 На рабочих местах, где проводится мониторинг, должны быть обеспечены условия электробезопасности в соответствии с требованиями ПОТР М-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00 [6].

9.3 Перед работами все специалисты по мониторингу НДС должны пройти соответствующий инструктаж по технике безопасности с регистрацией в специальном журнале.

Приложение А
(обязательное)
Требования к работам по геодезическому нивелированию

A.1 Основной целью проведения геодезических измерений в процессе мониторинга является выявление и оценка перемещений ТПО КЦ вследствие воздействия на нее нагрузок со стороны опорной системы и грунтов.

А.2 Если геодезические измерения проводятся сразу после выполнения строительно-монтажных работ или работ по реконструкции ТПО, включающих работы по замыканию контура обвязки, то считается:

- кинематическое нагружение отсутствует и ТПО КЦ находится в проектном положении;

- результаты геодезических измерений принимаются за базовые (нулевой отсчет) по отношению к последующим измерениям.

А.3 Геодезическая съемка должна проводиться по верхним образующим трубопроводов надземной части ТПО групп оборудования. Геодезическая рейка должна устанавливаться на основном металле трубы. Расположение рейки на сварных швах, воротниках тройников и других конструктивных элементах (а также попадание посторонних предметов) не допускается.

А.4 Назначение точек измерения для надземной части ТПО нагнетателей газоперекачивающих агрегатов должно удовлетворять следующим требованиям:

- точки измерений - по верху трубы над опорами любых типов при сопутствующих отметках о прилегании или зазоре над опорой;

- на участках трубопроводов, не имеющих защитного кожуха, назначаются точки измерений на границах всех сварных кольцевых швов;

- на участках трубопроводов, имеющих защитный кожух, точки измерений назначаются на границах всех сварных кольцевых швов;

- если расстояние между соседними точками измерений превышает 3 м, должна быть назначена промежуточная точка измерения.

А.5 Назначение точек измерений для подземных коллекторов ТПО КЦ должно удовлетворять следующим требованиям:

- точки измерения - в непосредственной близости от подземных тройниковых соединений, заглушек, отводов (до 0,5 м) и над опорами; доступ к точкам измерений обеспечивается предварительной шурфовкой;

- если расстояние между точками измерений превышает 25 м, назначаются промежуточные точки измерения; доступ к ним обеспечивается шурфовкой;

- геодезическим измерениям на подземных коллекторах должны сопутствовать геометрические измерения фактических длин вертикальных участков трубопроводов (вход в землю) между отводами и тройниковыми соединениями.

А.6 Требования, предъявляемые к порядку проведения геодезических измерений:

- нивелирный ход делается по всем контрольным точкам и должен опираться на два (или один) исходных репера, отметки которых известны;

- в случае отсутствия на КС штатных геодезических реперов допускается использование в качестве реперов отметки на капитальных сооружениях (например, фундаменты кирпичных зданий) или глубинный анодный заземлитель, при этом выбранные реперы должны быть отмечены на схеме и промаркированы на месте. В условиях эксплуатации КС на нестабильных фунтах в районах Крайнего Севера допускается при отсутствии штатных геодезических реперов в качестве репера использовать глубинный анодный заземлитель на территории КС;

- в качестве измерительных средств можно использовать нивелиры и рейки второго класса точности;

- между каждыми двумя соседними точками измерений с помощью рулетки должны быть измерены и зафиксированы соответствующие расстояния; допустимая погрешность при геометрических измерениях (в т.ч. рулеткой измерительной) не должна превышать 10 мм;

- для каждого участка измерений вычисляются значения уклонов со знаком (высотный перепад/длина участка) в единицах мм/м;

- определяется величина невязки хода нивелирования, которая не должна превышать 5 мм.

А.7 Периодичность геодезических измерений зависит от результатов измерений деформаций или напряжений в процессе мониторинга, т.е. повторные геодезические измерения проводятся при изменении напряжения на 50 МПа и более.

Приложение Б
(справочное)
Струнные датчики деформации

Б.1 Производитель - фирма «РКК».

Б.2 Принцип действия струнных датчиков деформации основан на изменении собственной частоты стальной струны, натянутой в поперечном магнитном поле между двумя жестко закрепленными на контролируемом объекте опорными точками. Частота колебаний регистрируется с помощью индукционной катушки, сигнал оцифровывается и по внешнему запросу информация передается на выход датчика. Конструкция струнных датчиков устойчива к механическим воздействиям, влиянию факторов окружающей среды, проникновению влаги и, таким образом, обеспечивает крепления к трубопроводу на двух шпильках, привариваемых к поверхности трубы контактной сваркой, что позволяет вести монтажные работы, не прекращая прокачки газа.

Б.3 Прибор состоит из датчика, схемы возбуждения, электронного блока, блока питания и соединительного кабеля (по желанию заказчика). Датчик совместно со схемой возбуждения устанавливается жестко на поверхности измеряемого объекта. Электронный блок с блоком питания может быть удален от измеряемого объекта на расстояние до 300 м.

Б.4 Прибор может использоваться в любых устройствах сило- и весоизмерения, а также измерения и мониторинга внутренних напряжений в ответственных элементах металлических конструкций, в том числе для их диагностики по состоянию.

Наличие микроконтроллера и энергонезависимой памяти позволяет после предварительной калибровки прибора отображать получаемую информацию о нагрузке, весе или давлении в истинных единицах.

Б.5 Характерные области применения:

- крупнотоннажные весоизмерительные системы;

- автономные системы измерения загрузки транспорта;

- системы мониторинга давлений рабочей среды в трубопроводах без нарушения их целостности;

- системы мониторинга напряжений в конструктивных элементах мостов, сосудов под давлением, нефтедобывающих платформ и т.п.

Б.6 При базе установки датчика в 70 мм разрешающая способность измерения перемещений составляет 10 Нм при общем диапазоне измерения перемещений в 100 мкм.

Б.7 Параметры струнных датчиков деформации:

-диапазон измеряемой относительной деформации - от плюс 1,5×10-3 (растяжение) до минус 1×10-3 (сжатие);

- струнный датчик деформации имеет встроенный датчик температуры для обеспечения термокоррекции и вывода текущего значения в пределах рабочего диапазона температур (от минус 40 °С до плюс 70 °С);

- погрешность измерений деформации - не более ± 2,0 % от диапазона измерений при нормальных условиях;

- погрешность измерений температуры - не более ± 2 °С;

- период обновления выходной информации ≥ 2 с;

- датчики подключаются к блоку сопряжения четырехпроводной линией, из которой два провода - электропитание и два провода - информационные (RS-485).

Конструктивное исполнение датчиков обеспечивает возможность расположения их во взрывоопасной зоне (вид маркировки взрывозашиты - по ГОСТ Р 51330.0).

Блок сопряжения для связи со струнными датчиками имеет искробезопасные цепи.

Б.8 Технические характеристики оборудования:

-  максимально допустимая длина кабелей от датчиков до блоков сопряжения -100 м;

-  максимальное количество датчиков, подключаемых к блоку сопряжения, - 31;

-  максимальное количество блоков сопряжения, размещаемых в КИК, - 2;

-  максимальное расстояние между КИК и стационарным терминалом - 2 км;

-  максимальное количество блоков сопряжения, подключаемых к одной линии связи со стационарным терминалом, - 32.

Связь блоков сопряжения со стационарным терминалом или другими сопряженными системами производится через четырехпроводный интерфейс с пропускной способностью до 19 Кбит/с.

Библиография

[1]

Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы

[2]

Методика оценки напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов компрессорных станций (утверждена ОАО «Газпром» 12 августа 2002 г.)

[3]

Правила аттестации ПБ 03-440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля

[4]

Временная инструкция по восстановлению технической документации на технологические трубопроводы компрессорных станций, дожимных компрессорных станций и станций подземных хранилищ газа (утверждена ОАО «Газпром» 8 декабря 2005 г.)

[5]

Правила пожарной безопасности ВППБ 01-04-98 Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности

[6]

Правила по охране труда ПОТР М-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок

Ключевые слова: мониторинг, напряженно-деформированное состояние, трубопроводы, компрессорная станция