Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

57 страниц

Купить бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

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

Область распространения документа ограничивается магистральными трубопроводами нефти, нефтепродуктов, газа и не распространяется на сероводородные среды с содержанием H2S > 2% и на сжиженные газы, а также на морские трубопроводы, имеющие свою специфику. Методика предусматривает оценку остаточного ресурса участка действующего (уже проложенного и испытанного) магистрального трубопровода нефти и газа.

Методика подготовлена в качестве пособия для эксплуатационных служб магистральных трубопроводов, проектных и научно-исследовательских организаций при прогнозировании уровня надежности элементов трубопровода.

 Скачать PDF

Оглавление

Введение

1 Общие положения

2 Порядок обследования трубопроводных систем для получения информации с целью выполнения расчетов остаточного ресурса

3 Методика оценки состояния основных элементов трубопроводных систем

     3.1 Оценка ресурса по характеристикам дефектных участков трубопровода

     3.2 Характеристика дефектов механического происхождения

     3.3 Характеристика дефектов технологического и заводского происхождения

     3.4 Характеристика основных коррозионных повреждений элементов участка трубопровода

     3.5 Расчет ресурса трубопровода по прочности с учетом дефектов и характеристик усталости

     3.6 Расчет остаточного ресурса по энергетическим параметрам с примером расчета

     3.7 Оценка остаточного ресурса по предельному состоянию с учетом вибрации и агрессивности среды

4 Алгоритм расчета остаточного ресурса участка трубопровода и требования к его автоматизированному счету

5 Рекомендуемые схемы и способы вывода участка трубопровода в ремонт или в режим безаварийной работы

Приложение 1 Основные буквенные обозначения

Приложение 2 Термины используемые в методике

Приложение 3 Пример расчета остаточного ресурса участка трубопровода для перекачки нефти

Приложение 4 Параметры для расчета остаточного ресурса участка трубопровода с учетом старения металла, коррозионных и других дефектов в несущих конструкциях

Приложение 5 Характеристики оценки состояния трубопровода по дефектам, определяемым визуальным и инструментальным методами при неразрушающем контроле для определения остаточного ресурса

Приложение 6 Программа для ПЭВМ "Индивидуальный ресурс и остаточный ресурс участка трубопровода"

 
Дата введения30.12.1992
Добавлен в базу01.09.2013
Актуализация01.01.2021

Этот документ находится в:

Организации:

30.12.1992УтвержденКорпорация Роснефтегаз
РазработанЮжНИИГипрогаз
РазработанГипротрубопровод Миннефтепрома
РазработанВНИИгаз
РазработанМИИТ
РазработанМИСИ им. В.В. Куйбышева Минвуза СССР
РазработанГлавтранснефть
РазработанВНИИСТ
РазработанИнститут проблем прочности АН Украины
РазработанЦАГИ (Центральный аэрогидродинамический институт им. проф. Н.Е. Жуковского)
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

1

!

i

МЕТОДИКА

оценки остаточного ресурса участка трубопровода

t

f

>

Корпорация Роснефтегаз Департамент научно-технического развития

Утверждена Департаиентом научно-технического развития 30 декабря 1992 г.

МЕТОДИКА

оценки остаточного ресурса участка трубопровода

Москва, СП СХС-Знергодиагностика 1992 год.

сжс.-зд

10

2. 2. 3. Измерение вибраций и динамических напряжений трубопроводов обвязки следует производить приборами типа ВМ - 0,3; JBM - 0,5; ВМ - 0,9 и др. фиксирующими характеристики динамических процессов в диапазонах частот г = 0.5 - 100 гц и напряжений б = (0,1 - 0,2) бт.

2. 2. 4. Для оценки ресурса необходимо проводить на КС и НПО:

-    измерение толщины стенок отводов - 2 раза в год;

-    измерение толщины стенок внутриетанционных газо- и нефтепроводов - 1 раз в год;

-    измерение толщины стенок входных и выходных трубопроводов - 1 раз в квартал;

-    замер относительных перемещений Фундаментов (насосов, компрессоров, кранов,задвиявк) с помощью прецизионных геодезических инструментов с точность» до 0,5 мм - 1 раз в год.

- 11 -


илии-эд


3. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ

3.1.    Оценка ресурса по характеристикам дефектных участков трубопроводов.

3.1.1.    Ресурс трубопровода определяют согласно его состояния с учетом распределения дефектов всех видов по результатам детального обследования конструкций трубопровода на рассматриваемом участке.

3.1.2.    Общую оценку состояния трубопровода следует выполнять по количественным характеристикам дефектных мест на трубопроводах, когда структурные изменения в металле незначительны, используя график, представленный на рис. 3.1.


а,%    |


Рис. 3.1. Схема соотношения характеристик дефектов и степени их опасности по трем основным зонам риска эксплуатации трубопроводе!, i - зона безопасной работы; П - зона требующая экспертной оценки решения вопроса отбраковки или ремонта дефектного участка, назначение вида, технологии и срока проведения ремонтных работ; Ш-опасная зона, требующая незамедлительной замены дефектного участка; а - относительная глубина дефекта (отношение глубины дефекта к толщине стенки трубы).


I_1_1_!_ I_I--->

О    1С0    200    300    400    500    1,    мм

длина дефекта


3.1.3. На трубопроводах, со значительными етуктурпыми изменениями в металле необходимо дополнительно учитывать усталость металла. 3 наибольшей степени -это состояние конструкций трубопровода скажется во второй зоне с соответствующими сочетаниями длины 1 и относи


тельной глубины а обнаруженного дефекта (см. рис.


О -1

О* X


и табл.


1).


сжс-эд

12

.3.1.4. В случае затруднений з принятии решения по дефектам, когда количество таковых достигнет на участке длины трубы (6 - 12м)

5 'чт. и более, целесообразно проведение исследования физико-механических характеристик металла в зоне дефекта для определения целесообразности дальнейшего ремонта.

3.1.5.    Единичными считаются дефекты,- расстояние между которыми превышает длину наибольшего из дефектов. В противном случае скопление дефектов должно рассматриваться как один дефект с глубиной наибольшего из них и длиной, равной суммарной длине дефектов. Оценка дефектов различного происхождения приведена в разделах 3.2. - 3.4.

3.1.6.    Дефекты длиной до 400 мм и с остаточной толщиной стенки ке менее 2 мм и не более 0,2h могут восстанавливаться методом цава-

3c.au.cie4* иич tiaquu- f<*iу*.

ploY; деф'ЗТГГШ"' длиной до 200 мм, глубиной . до 50% от толщины стенки трубы - могут ремонтироваться зашлифовкой с наплавкой необходимого слоя металла для обеспечения необходимой прочности.

3.1.7.    При производстве капитального ремонта трубопровода вырезке подлежат все дефекты, размеры которых попадают в Ш зону согласно рисунку 3.1, а также скопления каверн в виде сплошной сетки, вмятин, гофров и трещин любых размеров. Если ремонтируемый участок трубопровода в дальнейшем планируется эксплуатировать на проектных давлениях или близких к ним, замене должны подлежать все участки, ранее отремонтированные наплавкой металла или наваркой заплат.

3.1.8.    После исправления дефектов необходимо провести гидроис-пытания в соответствии с правилами исправления дефектов трубопроводов.

3.1.9.    При определении остаточного ресурса в размеры расчетного^ сечения, ослабленного всеми зидами дефектов, вводится только поврежденная часть участка трубопровода, начало которого принимается на расстоянии 2 - '3 мм от границ края дефектного участка. 8 случае трещин с засверленными концами расчетное сечение принимается от края отверстия.

L <

3.1.10.    Условия предельного состояния участка трубопровода, при котором его ресурс, в соответствии с фиксированными размерами дефектов, считается исчерпанным, определяются зависимостью:

(3.1)

где L - (длина каверны .дефектного участка), мм; DH- наружный диаметр трубопровода, мм;

S - толщина стенки трубы, мм.

сжс-эд


Коэффициент 8- в зависимости 3.1 вычисляют по формуле:

at /&

1 , 1 [t/c> - 1,15(1, 1 -а) ]


- 1,


(3.2)


В


где а = 1~PoHtK.тах/2бт£; tk.max - максимальная глубина каверны, см; Н - эквивалентная глубина заложения трубопровода с учетом типа грунта и толщины слоя воды над верхом трубы; бт - предел текучести материала трубы с учетом его 'старения, кг/см2. /о“а-логноч,т1

3.1.11. Прочность трубопровода считается обеспеченной при коэффициенте относительной глубины дефекта Ка = tK.max/5 меньше 0,12. При Ка > 0,8 рекомендуется немедленный ремонт трубопровода. В диапазоне величин Ка - 0,3...0,12 трубопровод будет находиться в неустойчивом равновесии и для оценки его состояния требуются специальные исследования.

3.1.12.    Псзерлностио|Э дефекты оцениваются по их конфигурации и глубине проникновения в основной металл и не должны превышать допустимых величин для различных к.тегорий участков трубопроводов согласно данным таблицы 3.1.

3.1.13.    В расчетах остаточного ресурса при определении геометрических размеров несущих элементов трубопровода в рассматриваемом сечении должны быть учтены все виды дефектов и повреждений.

3.1.14.    Для точного определения напряженного состояния участка-трубопровода при оценке его остаточного ресурса целесообразно использовать количественные данные инструментальных методов измерения напряженно-деформированного состояния трубных конструкций (тензометрия, пьезокетрия и т.д.) и результаты лабораторных испытаний образцов на прочность.

3.2. Характеристика дефектов механического происхождения

3.2.1.    К дефектам механического происхождения относятся дефекты, возникающие вследствие статического -и динамического воздействия <а поверхность трубы твердого тела, а также в результате взаимодействия поверхности трубы с грунтом.

3.2.2.    К основным дефектам механического происхождения, влияю-им на прочность и долговечность труб и трубных изделий относятся арапины (риски; на внешней поверхности трубы, задиры, забоины, мятины, лыски, гофры (см. рис. 3.2).

14 -

Таблица 3.1 Допустимые размены поверхностных дефектов стенок трубопроводов, подлежащих ремонту^

| Наибольшая глу-| бина дефекта в | долях еденицы от | -толщины стенки | трубопровода

1j    г

|Предель- j Допустимая длина| |ная ши-    |    дефекта, мм    |

! рина де- ,-:-1

!фекта,    |    Категории учас    -j

!мм    |    ка трубопровода    |

*)

1

1

!

1 г

1 I 1 1

В

i

11 -

1

—,i

п | ш -1У ! 1 .. 1

1

1

1 до 10 1

75

1

I 83

1 I ! 165 ]

1

| 10.. . 15 |

68

| 75

1 160 1

1 до

0,1

| 15... 20 !

61

| 67

I 135 |

!

j 20. . . 25 j

53

i 59

| 120 |

1

1

! 30. . . 35 i

i ■ t

39

1 43 1

i 105 i

i .... i

I

}

1 I i до ю |

50

\

I 55

i i 1 110 |

!

I 10. . . 15 t

42

| 47

1 85 |

I от 0,1

до 0,2

I 15. . . 20 |

35

I 39

1 80 I

1

I 20. . . 25 |

27

I 31

1 65 |

1

1

I 25. . . 30 |

-

1 -

i

1 50 |

1 1

1

1

| | i до 10 1

26

1

I 29

1 1 1 60 |

1

! 10. . . 15 I

19

| 21

1 45 I

1 от 0,2

до 0,3

I 15. . . 20 |

12

! is

1 30 I

1

1 .

I 20.. . 25 1

1 1

-

1 -i

j 15 j

В таблице

использ

ованы данные

фондов

ВНИИГАЗ 1983

г.

'Классификация дефектов магистральных газопроводов при эксплуата

ции, а также результаты исследований ВНЖГАЗ за 1991 г. "Экспериментальные исследования труб с поверхностными дефектами".


Pr.c. 3.2. Дефекту vo-.'iiни еского 1фогс>.охденки.

Й‘ НоЗоина” F '!}"огкГ'Я п°8Ер*мс,сти грубу. Б.Задир.


а


А.




в.


а


г.



т

/224


1


Рис. 3.3. ЛчЙЮ”.7«л ТС'НОЛОГНЧООКПРО ПрОИСХО-ДОНИИ.


Л. Вмптинл. 1-. Hicjimh-'him. В. Трс-инл. Г. Расслоение -л тот тип пойсктл, ппяпло'.ммМ KO'TioicroCitoniic’i, иодхон Сыть vnmeH. поскольку ocvotochnIS оссурс отого участка трубоппо-

ЙОДД ПОЛК'Г.ПсСКИ исчорлг.м.

Рис. 3.4, Дефекту коррозионного происхождении.


Л. Коррозионные яппы. Б. Коррозионные с пищи. В. Липсй-Нй.Ч корропял.

S - тодзщнл стоики Tpv*u,    к - глубина ч»фоитп.

ч - г:нр;:к.ч дефекта,    с - цлг.нл поврежденного

участка.


сжс-эд

16 -

3.2.3. Оценка состояния дефектов механического происхождения осуществляется согласно требованиям раздела 3.1. Ресурс трубопровода с дефектами механического происхождения определяется по рекомендациям п. п. раздела 3. 5.

3.3. Характеристика дефектов заводского технологического происхождения

3.3.1. К дефектам технологического происхождения относятся дефекты, возникающие при прокате или сварке труб и трубных изделий в заводских условиях и при их дальнейшей индустриальной обработке (термической, механической и др. видов работ) в технологическом процессе производства, осуществляемом до отправки продукции потребителю.

3.3.2.    Основные дефекты технологического происхождения, влияющие на прочность и долговечность труб и трубных изделий (ем. рис. 3.3) подразделяются на две основные группы:

-    вмятины, царапины, закаты, трещины, задиры, забоины и т. д.;

-    коррозия, раковины, окалина, расслоение, плены, инородные включения (загрязнения) и т. д. в структуре металла.

3.3.3.    Учет дефектов технологического происхождения в оценке ресурса трубопровода выполняется по аналогии с требованиями раздела

3.1. и 3. 5.

3.3.    4. Отклонение размеров труб по наружному диаметру Оотк расчитываются по формуле:

лОотк = Dl - D2,    (3.3)

где D1 и D2 - фактический диаметр первой и второй стыкуемой трубы; ВеличинааОотк увязывается с величиной отклонения толщины стенки трубы д. Ь и учитывается при определении качества сварки стыков двух труб (CiM. прил. 5).

3.3.    5. Характеристики оценки состояния сварных соединений трубопровода по дефектам, определяемым визуальным и инструментальным методами при неразрушающем контроле представлены в приложении 5.

3.3.6. Оценка состояния заводских технологических стыков во всех трубных конструкциях производится на основании визуального осмотра и инструментального контроля за поверхностью, геометрической формой и размерами сварных соединений, как неразрушающими, так и, при необходимости, разрушающими методами контроля в соответствии с требованиями ВОН 012-88.

3.4. Характеристика основных коррозионных поврежде1Шй.

О И 9 О* f±. к»»

3.4.1. К коррозионным повреждениям, влияющим на ресурс трубой-ода, относятся дефекты, возникающие в результате физико-механи-кого, электрохимического и биологического воздействия на трубо-•вод окружающей среды (атмосферное влияние - при прокладке трубо-адов по надземной или наземной схеме; жидкостное - при прокис трубопроводов под водой; твердой среды - любой грунт, в р;о->ый проложен трубопровод), от механических примесей в транспорти-!МОй среде, от эксплуатационных операций по очистке внутренней юсти трубы и т. д.

влияющие

основные

Основные дефекты [коррозионного происхождения, прочность и долговечность труб подразделяются на две гопы:

-    сплошная равномерная и неравномерная коррозия;

-    локальная (местная) коррозия (см. рис. 3Л).

3.4.3. Сплошная равномерная коррозия охватывает обширную ложность металла трубы. При этом виде дефекта уменьшение толщины гаки происходит равномерно (для данного момента времени).

При сплошной неравномерной коррозии скорость разъедания металла на различных участках различна, изменяется от минимальной до социальной.

3.4.4. Местная коррозия охватывает отдельные участки поверхнос-трубы. Она может реализоваться в форме язв, раковин (каверн) щей (точечных сквозных проржавлекий).

3.4.5. Для магистральных трубопроводов наиболее опасным видом >розионного разрушения яеляются каверны. Они представляют собой Ьтные коррозионные повреждения металла трубы в виде отдельных «сообразных раковин или групп раковин и имеют следующие особен-

напряжений в стенке

- каверны являются

5ТИ:

источниками концентрации

Рбы (наибольшая концентрация напряжений происходит в местах мак-шьного утонения стенки коррозионными повреждениями);

- * при расчете продолжительности эксплуатации участка трубопро-;а с коррозионной каверной следует учитывать, что математическое щание М(1сл) и.среднеквадратичное отклонение Л(бсл) срока службы ютка трубопровода увеличиваются в случае: а) уменьшения размеров каверны при одном и том же рабочем давлении;

б) уменьшения рабочего давления при одном и том же размере ка

верны.

IS -

Содержание случаев а) и б) позволяют принимать организационные решения, изложенные в разделе 5.

3. 4. 6. Оценка состояния трубопровода по имеющимся характеристикам коррозионных дефектов определяется по рекомендациям разделов 3.1 и 3. 5.

3.5. Расчет трубопровода по прочности с учетом дефектов и характеристик усталости

3.5.1. Расчет остаточного -ресурса основывается на результатах натурных обследований и наблюдений за состоянием элементов трубопровода и их поведением в процессе эксплуатации, а также на данные лабораторных испытаний и диагностических исследований.

3.5. С. Анализ материалов натурных обследований должен осуществляться совместно с анализом записей журналов наблюдений Линейно-эксплуатационной службы или другой организационной структуры (в зависимости от местных условий) и предложений территориальных служб управления и эксплуатации трубопроводных транспортных систем.

3. 5. 3. Ресурс участка трубопровода определяется предельным состоянием его конструктивных элементов, при котором трубопровод перестает удовлетворять заданным эксплуатационным требованиям.

3.5.4. Для, вычисления (установления) количественных значений остаточного ресурса вначале должен быть определен наиболее опасный

отрезок трубопровода, ресурс которого принимается в качестве расчет но кпит иче с ко г о состояния для всего участка трубопровода, а его характеристики определяющими для использования в методике расчета остаточного ресурса.

3.5. 5. Расчет ресурса трубопровода определяется по данным диагностики физического состояния элементов и частей трубопровода с учетом комплексных измерений, апробированных методов обработки и интерпретации, дающими наиболее достоверную информацию для расчетов (например, радиометрия для диагностики сварных стыков, акустическая эмиссия для обследования локальных участков, весомость показателя измерений в оценке характеристик прочности, влияние дефектов и их сочетаний на прочностные характеристики, влияние дефектов на провоцирование отказов и т. д.)

CJKC-ЗД

- 19 -

3.5.6. Пространственное положение участка трубопровода (искрив-ения, прогибы, перегибы и т. д. ) должны учитываться в оценке напря-бнкого состояния.

3.5.    7. Ресурс участка трубопровода по прочностным и усталостным ирактеристикам определяется по следующей основной схеме.

3.5.7.1.    Общие положения

А. Определение расчетной температуры:

3.5.7.1.1.    При расчетах ресурса трубопровода физические и меха-

ические характеристики сталей следует определять по данным факт и-ееки измеренным при эк О Л jij1 Э/Р    л Л if симальным и минимальным темпе-

атураы. принимаемым за расчетную величину с поправочным коэффици-нтом Kt, равным 1.10.

3.5.    7.1.2. Расчетную температуру стенки трубопровода можно приткать равной фактической температуре транспортируемого вещества, станавливаеыой по статистическим данным с учетом режимов работы рубопровода (перекачка, остановка) и взаимодействия конструкций рубопровода с окружающей средой (грунт, воздух и др.).

-R Расчетные нагрузки

3.5.7.1.3.    В задачах по определению ресурса расчет на прочность лементов трубопроводов следует производить по фактическим нагрузим и воздействиям, существующим или могущим возникнуть при зкеп-уатации объектов трубопровода, с последующей проверкой на действие эполнителъных нагрузок (постоянных и временных) с учетом вероятного их возникновения, а также с проверкой на выносливость элементов рубопровода, работающего знакопеременными нагрузками.

3.5.7.1.4.    Расчетное внутреннее- давление принимается равным акеимальному фактическому эксплуатационному давлению за рассматриваний (расчетный) период с коэффициентом надежности Y для газопро-одов равным 1,05, а для нефтепроводов и нефгепродуктопроводов- 1,1.

3.5.7.1.5.    Расчетные дополнительные нагрузки и соответствующие и коэффициенты перегрузок (коэффициент надежности по нагрузке) ре-омендуется принимать по данным наблюдений службы эксплуатации объ-К-тов трубопроводного транспорта, в том числе по результатам специ-льных исследований, или по рекомендациям п. п. СКиП 2. 01.07-85, НиП 2.04.12-86 и СКиП 2.05.06-85 с поправочным коэффициентом 0.9.

ВВЕДЕНИЕ


1. ОБИЛИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


СОДЕРЖАНИЕ


стр.


5


2. ПОРЯДОК ОБСЛЕДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИЙ С ЦЕЛЬЮ ВЫПОЛНЕНИЯ РАСЧЕТОВ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА..........7

2.1. Линейные участки...........7

2.2.    Элементы обвязки КС. НПО и узлов ответвлений .    .    9


3. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ...........

3.1.    Оценка ресурса по характеристикам дефектных

участков трубопроводов .........

3.2.    Характеристика дефектов механического происхождения ..............

3. 3. Характеристика дефектов технологического и

заводского происхождения ..... ...

3. 4. Характеристика основных коррозионных повреждений элементов участка трубопровода.....

3. 5. Расчет ресурса трубопровода по прочности с учетом дефектов и характеристик усталости .

1. Общие положения.......

А. Определение расчетной температуры .

Б. Расчетные нагрузки.........

Б. Проверка прочностных характеристик стенки трубопровода .............

Г. Коэффициент для оценки прочности конструкций труб со сварными швами или отверстиями .

Д. Расчетная и номинальная толщина стенок

элементов ............

Е. Проверка на выносливость.......


11

11

13

16


17


18

19

19

19


20


?-i

Ki -L


90


2. Трубы под внутренним давлением ...... 24

А. Расчет допустимого давления ......    24

Б. Вычисление расчетного напряжения .....    24

а Определение необходимой толщины стенки трубы для безопасной работы трубопровода при давлении Р


25


СЖС-ЭД

- 20 -

Для дополнительных нагрузок, не приведенных в этих документах, коэффициент перегрузки Кп следует принимать равным 1,10. Коэффициент перегрузки для внутренного давления Кп. в. д. рекомендуется принимать:

-    для конр;ретного расчетного случая по данным натурного обследования Кп. в. д. =1.0;

-    для прогнозируемой ситуации с учетом вероятности перегрузок Sn в следующих сочетаниях: при Sn > 0,9 коэффициент Sn. в. д. = 1,00; при Sn = 0,7... 0,9 - Кп. в. д. = 0,95; при Sn = 0,5... 0,7 - Кп. в. д. = 0,90 и при Sn < 0,5 значение коэффициента перегрузки для внутреннего давления Кп. в. д. =0,85.

Е Проверка прочностных характеристик стенки трубопровода

3.5.7.1.6. Расчетные (допускаемые) напряжения СбЗ при расчете элементов и соединений действующих (эксплуатируемых) трубопроводов на статическую прочность по пределу текучести R1 и временному сопротивлению Rb следует определять согласно зависимости

R1 m    Rb    m

Сб1 = min С---------; ----------3,    (3.4)

К1. м К1. н Kb. м. Kb. н

где К1. м, КЬ. м - коэффициенты надежности по материалу для труб, изготовленных из соответствующих марок стали (малоперлитовой, нормализованной, низколегированной и т.д.) или в зависимости от конструктивного исполнения труб (бесшовные, прямошовные и т. д.) согласно данным табл. 9 и 10 СНиП 2. 05. 06-85, используемых с поправочным коэффициентом О. 9;

К1. н, КЬ. н - коэффициенты надежности по назначению трубопровода (нефть, газ, нефтепродукты), в зависимости от диаметра трубопровода и внутреннего давления (см. таб. 11 СНиП 2. 05. 06-85); m - коэффициент условий работы трубопровода различных клс1Ссов и категорий, принимаемых согласно данным табл. 3. 2.

(3. 5)

3.5.-7.1.7. Используемые в вычислениях остаточного ресурса расчетные значения напряжений для марок стали, указанных в ГОСТ 356-80, следует определять с учетом поправок на температурные состояния трубной стали по формуле:

C6t3 = С 63 At,

сжс-эд


3 -

3. б. Расчет остаточного ресурса по энергетическим

параметрам    с    примером    расчета.......25

3. 7. Оценка остаточного ресурса по предельному состоянию с учетом Еибрацин и агрессивности среды .    28

4.    АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА И ТРЕБОВАНИЯ К ЕГО АВТОМАТИЗИРОВАННОМУ

СЧЕТУ................34

5.    РЕКОМЕНДУЕМЫЕ СХЕМЫ И СПОСОБЫ ВЫЕидА УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА В РЕМОНТ    ИЛИ    В    РЕЖИМ    БЕЗАВАРИЙНОЙ РАБОТЫ .    36

39

40 42

ЗАКЛЮЧЕНИЕ............ 38

ПРИЛОЖЕНИЯ..............

Приложение 1.    "Основные буквенные обозначения" .

Приложение 2.    Термины, используемые в методике .

43

Приложение 3. Пример расчета остаточного ресурса участка трубопровода для перекачкм нефти .........

Приложение 4. Параметры для расчета остаточного ресурса участка трубопровода с учетом старения металла, коррозионных и других дефектов е несущих конструкциях ....    49

Приложение 5. Характеристики оценки состояния сварных соединений трубопровода по дефектам, определяемым визуальным и инструментальным методами при неразрушающем контроле для определения остаточного ресурса ...    51

54

Приложение б . Программа для ПЭВМ "Индивидуальный ресурс и остаточный ресурс участка трубопровода" ...........52

ЛИТЕРАТУРА

oth04a


сжс-эд


-4-

ВВЕДЕНИЕ

"Методика оценки остаточного ресурса трубопровода" разработана на основании результатов экспериментальных и теоретических исследований, полученных на трубах различного диаметра с искусственными и егт'ста^чп'-л.н! д'-с'-^'тэми в ^збораторных и натурных условиях эксплуатируемых трубопроводов, как временный базовый документ длл разработки практических методов счета, в т. ч. с использованием ЭВМ.

Структура "Методики... " построена с учетом практического ее пользования эксплуатирующими организациями, а также специалистами, занимающимися обследованием действующего трубопровода, оценивающими его состояние и определяющими возможности и пути его оптимальной эксплуатации с учетом остаточного ресурса.

Анализ параметров аварийных ситуаций, в том числе характеристик ущербов и восстановительных работ, а также опыт проектирования и эксплуатации трубопроводных систем и ответственных инженерных объектов показали, что для практической возможности использования "Методики оценки остаточного ресурса участка трубопровода" должна оыть организована специальная служба диагностики, которая должна уметь пользоваться упомянутой методикой, уметь подготавливать исходную информацию для расчетов и уметь определять целесообразные варианты эксплуатации трубопровода с учетом ожидаемого ущерба (последствий) при возможных авариях и стихийных бедствиях.

При разработке методики учтены замечания и рекомендации специалистов из Института проблем прочности АН Украины, Главтранснефти, ВНИИСТа (г. Москва), Гилротрубопрсвода (г. Москва), ШШГИПРОГАЗ (г. Донецк), БНШЗГАЗ (Московская Обл.), МИСИ им. Куйбышева, МИИТ им. Образцова, ЦАГИ им. Жуковского и др.

гмуал

о

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.

Область распространения настоящего документа ограничивается магистральными трубопроводами нефти, нефтепродуктов, газа и не распространяется на сероводородные среды с содержанием K2S > 2% и на сжиженные газы, а также на морские трубопроводы, имеющие свою специфику. Методика предусматривает оценку остаточного ресурса участка действующего (уже проложенного и испытанного) магистрального трубопровода нефти или газа.

Методика подготовлена в качестве пособия для эксплуатационных служб магистральных трубопроводов, проектных и научно-исследовательских организаций при прогнозировании уровня надежности элементов трубопровода.

3. Методика прогнозирования и оценки остаточного ресурса содержит следующие основные элементы:

а) . Оценка индивидуального ресурса элементов участка трубопрово

да с учетом эксплуатационных отказов за срок его службы;

б) . Способы выделения наиболее опасных зон участка;

в) . Определение количественной и частотной характеристик нагру

зок воздействий на участок трубопровода за срок его эксплуатации;

г) . Определение напряженно деформированного состояния

трубопровода по данным фактического состояния его конструкций и воздействий на него окружающей среды;

д) . Алгоритм расчета остаточного ресурса;

е) . Оценка индивидуального остаточного ресурса;

ж) . Рекомендуемые схемы и способы вывода участка трубопровода в

ремонт или в режим безаварийной работы.

I. Методика разработана в качестве пособия и на основании норм и правил: СНиП 3. 01.4-S7 "Приемка в эксплуатацию законченных строительных объектов. Основные положения", СКИП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы", СКИП Ш-42-80 "Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы" и др. нормативные документы.

Для совершенствования методики целесообразно использовать методы автоматизированного расчета.

ежс-эд

6.    Ресурс участка трубопровода в методике подразумевает прочностные характеристики конструкции трубы под расчетным давлением в рассматриваемом периоде времени (см. п. 3.5.3).

7.    При оценке ресурса трубопровода целесообразно рассматривать его по перегонам (на участках между станциями), переходя далее к более мелким отрезкам с поиском наиболее уязвимых (опасных) мест, могущих вывести рассматриваемый трубопровод.из режима Эксплуатации.

2. ПОРЯДОК ОБСЛЕДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ

ИНФОРМА1Ц


ЦЕЛЬЮ ВЫПОЛНЕНИЯ РАСЧЕТОВ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА


w о


2.1. Линейные участки

2.1.1.    Сроки и метод общего обследования технического состояния (коррозия, прочность и т.д.) линейной части трубопроводов устанавливается эксплуатирующей организацией. На участках с повышенным риском агрессии частота обследования должна устанавливаться в соответствии с расчетными темпами коррозионных процессов.

2.1.2.    Участки трубопроводов должны подвергаться внутритрубной диагностике дефектоскопами (ультразвуковыми, магнитными, акустико-бмисенонными), позволяющими устанавливать дефекты на наружной и внутренней поверхности трубы.

2.1.3. Для принятия решения о степени опасности рассматриваемого участка должна быть изучена проектная, строительная и эксплуатационная документация, данные всех обследований участка, а также информация о проведении ремонтных работ за весь период эксплуатации участка.

2.1.4.    Обязательно определяется наличие на трассе участков с грунтами, активно влияющими на коррозионные процессы эксплуатируемого трубопровода и для этих участков организуется специальное наб-щюдение и контроль за их состоянием.

2.1.5.    Обследование грунтов, влияющих на долговечность конструкций трубопровода, выполняется в следующем порядке:

-    устанавливают тип грунтов по уровню их агрессивности;

-    выявляют участки с характерными грунтовыми средами;

-    определяют параметр "X - грунта”, влияющий на скорость коррозионных процессов ;

-    устанавливают темп коррозионных процессов на выделенных территориях с известным параметром "X - грунта";

-    определяется степень риска участка (см. предложения г л. 3).

2.1.6. При равнозначных по агрессивности грунтовых средах в первую очередь обследуются участки со стороны движения нефти, газа и др. продуктов по трубопроводу.

сжс-эд

- о -

2.1.7.    На основании анализа материалов обследования согласно п.

п. 2.1.1 -    2.1.6    определяются    места    для    шурфования дефектных мест

(на подземных участках трубопроводов) или снятия изоляционного покрытия на подземных участках. Под дефектом подразумевается отклонение проектных и защитных характеристик трубопровода от нормативов и расчетных данных (см. определения в приложении 1).

После снятия изоляции дефектные места очищаются от продуктов коррозии, замеряются размеры дефектных участков (глубина, длина, ширина), осматривается форма дна дефекта (плоское, острое), выявляется наличие в нем трещин, при возможности оценивается радиус округления в дне дефекта, составляется схема расположения дефектов.

В случае нескольких дефектов, близко расположенных друг от друга, должны быть измерены и расстояния между ними.

2.1.8.    При глубине дефекта (наружного или внутреннего) более 20% от толщины стенки трубы, зона примыкающая к дефекту, должна быть обследована ультразвуковым дефектоскопом типа "Крауткамер", УС Л-32, УСК-7 или других аналогичных приборов на наличие мелких трещин, расслоений т. д.

2.1.9.    В случае затруднений в принятии решения по дефектам, когда их число на участке достигает 5-ти и более, целесообразно проведение исследования дислакационной структуры металла в зоне дефекта.

2.1.10. Обследование подводных участков трубопровода осуществляется с учетом определения:

-    характера переформирования русла и берегов в местах пересечения трубопроводом водных преград (рек, озер, морских акваторий и т. д.) ’ могущих нарушить безопасность режима эксплуатации участка трубопровода е береговой и подводной зонах;

-    скорость потока еодной среды, в том числе у донного течения ,в местах расположения трубопровода;

-    гранулометрического состава природного слоя грунта возле трубопровода;

-    отклонения трубопровода от проектных положений и динамика этих перемещений в сравнении с предыдущими измерениями;

-    механическое повреждение трубы и ее изоляционного покрытия;

-    внутритрубная диагностика подводного участка трубопровода

согласно требованиям п. п. 2.1.2. ,    2.1.5. ,    2.1.6. , а также п.

2. 2. 2. ;

-    мест дефектов, вызывающих утечку транспортируемого углеводородного продукта;

-    места размыва дна трубопровода;

-    химический состав воды (например, наличие в ней растворов со-

ей, выполняющих роль электролитов., или агрессивных веществ) осо-енно в районах размещения промышленных предприятий;

- условия опирания трубопровода на дно.

2.1.11. Водолазные обследования (наличие футеровки, балластных рузов, посторонних предметов под провисающими участками труб, ка-

перехода трубопровода целе-вкличая материалы съемок

Е' ство изоляционного покрытия и т. д.) следует проводить только пос-предварительного обнаружения размытых участков подводных трубоп-водов эхолотами или специальными устройствами.

2.1.12. При обследовании подводного ообразно использовать аэрофотоснимки..

редыдущих лет., по которым определяется динамика изменений русла и Рймы реки и может быть прогнозировано дальнейшее развитие гидроло-ических эффектов.

2.1.13. Для определения остаточной прочности трубопровода фик-фуется геометрический размер дефектов., (конфигурация и площадь, в ч. наибольная длина, глубина и ширина), а также их взаиморасположение.

2.1.14. Условия предельного состояния участка трубопровода оп-деляются рекомендациями подраздела 3. 1. , где ресурс и степень ска определяются соотношениями максимальной глубины каверны в до-х от толщины стенки трубы и предельной протяженности этого дефек-

2.2. Элементы обвязки КС, НПС и узлов ответвлений

2.2.1. Основными измеряемыми параметрами при оценке техническо-состояния обвязки объектов являются:

а)    характеристики вибрации;

б)    динамическая составляющая полного напряжения;

в)    давление в трубопроводе для определения статической составите й напряженного состояния элементов трубопроводов;

2.2. 2. Б зависимости от уровня вибрации трубопроводов (см. СНиП 04.13) проводят три вида измерений:

-    обычные измерения при величине динамической составляющей полго напряжения до 0,1бт или скорости вибрации до 7 мм/с:

-    расширенные измерения проводятся пои величине динамической ставляющей полного напряжения от 0,11 до 0,15бт;

-    тщательные измерения проводятся при величине амплитуды дина-веской составляющей превышающей 0,15бт.