Инструкция-по-оценке-дефектов-от-05.09.2013. Ii предисловие

• Название: Ii предисловие
• Дата: 14.12.2022
• Размер: 1.55 Mb.
• Имя файла: Инструкция-по-оценке-дефектов-от-05.09.2013.pdf
• Тип: Реферат; #844495
• страница: 5 из 8

2 % диаметра трубы высота гофра превышает 6 % диаметра трубы гофр на участке категории В имеет высоту более толщины стенки или более 10 мм гофр на участке категории В имеет высоту более толщины стенки или более 10 мм
11 имеется гофр в зоне сварного шва на расстоянии менее 150 мм от шва) гофр в зоне сварного шва (на расстоянии менее 150 мм от шва) имеет высоту более
2 % диаметра трубы
12 в площади гофра высотой более толщины стенки или более 10 мм и близлежащей зоне
150 мм обнаружены дефекты стенки трубы любого происхождения (трещины, царапины, задиры, утонения стенки коррозионного или иного происхождения и др) в площади гофра высотой более толщины стенки или более 10 мм и близлежащей зоне
150 мм обнаружены дефекты стенки трубы любого происхождения глубиной более
20 % (трещины, царапины, задиры, утонения стенки коррозионного или иного происхождения и др)
13 края гофра не имеют плавного сопряжения с основной поверхностью трубы (имеют место изломы поверхности на границе сопряжения) края гофра не имеют плавного сопряжения с основной поверхностью трубы (имеют место изломы поверхности на границе сопряжения)
14 Отдельные или взаимодействующие внутренние дефекты продольного или спирального сварного шва дефект имеет размеры, для которых расчетный прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы меньше 5 лет расчетный срок до ремонта дефектной трубы равняется 0
15 16 Совокупность дефектов трубы или катушки суммарная приведенная длина дефектов превышает 30 % длины трубы (катушки) и имеет значение не менее 3 м 17 Совокупность дефектов двух и более трубили СДТ имеется труба, подлежащая замене, а суммарная приведенная длина дефектов остальных трубили СДТ превышает 20 % их длины

Примечание
1 Допускается устранение контролируемой шлифовкой стресс-коррозионных и других поверхностных дефектов (групп взаимодействующих дефектов, после вышлифовки которых образуются выемки, имеющие размеры, для которых срок безопасной эксплуатации трубы, рассчитанный в соответствии с примечанием 3 табл, превышает 5 лет. Остальные поверхностные дефекты должны быть устранены заменой труб (катушек, сваркой (заваркой, вваркой заплат, установкой муфт или другими способами, регламентированными нормативными и техническими документами, утвержденными или согласованными ОАО «Газпром».
2 Трубы и СДТ с многочисленными дефектами подлежат замене по нормам №№ 16, 17 табл и №№ 15, 16 табл. Срок замены дефектных участков газопровода принимают равным минимальному значению сроков ремонта участков трубили СДТ с отдельными дефектами (группами взаимодействующих дефектов, определяемых в соответствии с 7.2.2, 7.2.4, 7.2.8, 7.2.9.

Таблица 7.2 - Нормы оценки соответствия (критерии ремонта) СДТ (кроме отводов холодногнутых с углом изгиба до 6°)
№ нормы Оцениваемые дефекты Нормы оценки соответствия (критерии ремонта) СДТ (кроме отводов холодногнутых с углом изгиба до 6°) Нормы оценки соответствия (критерии немедленной вырезки или ремонта) СДТ (кроме отводов холодногнутых с углом изгиба до 6°)
1 Отдельные или взаимодействующие поверхностные дефекты (кроме стресс- коррозионных дефектов) имеется дефект (независимо от размеров глубина дефекта превышает 70 % толщины стенки СДТ
2 расчетный срок до ремонта дефектной СДТ равняется 0
3 Отдельные или взаимодействующие стресс-коррозионные дефекты имеется дефект (независимо от размеров имеется дефект (независимо от размеров 4 Вмятины глубина вмятины превышает толщину стенки
СДТ глубина вмятины превышает 3 толщины стенки СДТ
5 вмятина находится на участке газопровода категории I или В имеет глубину более толщины стенки или более мм вмятина находится на участке газопровода категории I или В имеет глубину более толщины стенки или более мм
6 имеется вмятина в зоне сварного шва (на расстоянии менее 150 мм от шва) вмятина в зоне сварного шва (на расстоянии менее 150 мм от шва) имеет глубину более
2 толщин стенок СДТ
7 в площади вмятины глубиной более толщины стенки или более 10 мм обнаружены дефекты стенки СДТ любого происхождения в площади вмятины глубиной более толщины стенки или более 10 мм обнаружены дефекты стенки СДТ любого происхождения глубиной более 10 % толщины стенки (трещины, царапины, задиры, утонения стенки коррозионного или иного происхождения и др)
8 края вмятины не имеют плавного сопряжения с основной поверхностью трубы (имеют место изломы поверхности на границе сопряжения) края вмятины не имеют плавного сопряжения с основной поверхностью трубы (имеют место изломы поверхности на границе сопряжения)
9
Гофры имеется гофр высотой более толщины стенки или более 10 мм высота гофра превышает 2 толщины стенки СДТ
10 имеется гофр в зоне сварного шва на расстоянии менее 150 мм от шва)

Окончание таблицы 7.2
№ нормы Оцениваемые дефекты Нормы оценки соответствия (критерии ремонта) СДТ (кроме отводов холодногнутых с углом изгиба до 6°) Нормы оценки соответствия (критерии немедленной вырезки или ремонта) СДТ (кроме отводов холодногнутых с углом изгиба до 6°)
11
Гофры имеется гофр высотой более толщины стенки или более 10 мм в площади гофра высотой более толщины стенки или более 10 мм и обнаружены дефекты стенки СДТ любого происхождения глубиной более 10 % (трещины, царапины, задиры, утонения стенки коррозионного или иного происхождения и др)
12 края гофра не имеют плавного сопряжения с основной поверхностью СДТ (имеют место изломы поверхности на границе сопряжения) края гофра не имеют плавного сопряжения с основной поверхностью СДТ (имеют место изломы поверхности на границе сопряжения)
13 Отдельные или взаимодействующие внутренние дефекты продольного или спирального сварного шва дефект имеет размеры, превышающие допустимые размеры, установленные ТУ или ГОСТ на СДТ. расчетный срок до ремонта дефектной СДТ равняется 0
14 15 Совокупность дефектов СДТ суммарная приведенная длина дефектов превышает 30 % длины СДТ и имеет значение не менее 3 м 16 Совокупность дефектов двух и более трубили СДТ имеется СДТ, подлежащая замене, а суммарная приведенная длина дефектов остальных трубили СДТ превышает 20 % их длины
2
Примечание
1 Допускается устранение контролируемой шлифовкой стресс-коррозионных и других поверхностных дефектов (групп взаимодействующих дефектов, после вышлифовки которых образуются выемки, имеющие размеры, для которых срок безопасной эксплуатации трубы, рассчитанный в соответствии с Примечанием 2 табл, превышает 5 лет или глубина которых не превышает 15 % от толщины стенки СДТ. Остальные поверхностные дефекты должны быть устранены заменой СДТ или другими способами, регламентированными нормативными и техническими документами, утвержденными или согласованными ОАО «Газпром».
2 См Примечание 2 к табл.

44 Приложение А Определения дефектов труби соединительных деталей трубопроводов по государственным стандартам ГОСТ 21014-88 Волосовина – дефект поверхности в виде нитевидных несплошностей в металле, образовавшихся при деформации имеющихся внем неметаллических включений. Слиточная плена – дефект поверхности в виде отслоения языкообразной формы, частично соединенного с основным металлом, образовавшегося от раската окисленных брызг, заплесков и грубых неровностей поверхности слитка, обусловленных дефектами внутренней поверхности изложницы. Раскатанная трещина – дефект поверхности, представляющий собой разрыв металла, образовавшийся при раскатке продольной или поперечной трещины слитка или литой заготовки. Прокатная плена – дефект поверхности, представляющий собой отслоение металла языкообразной формы, соединенное с основным металлом одной стороной, образовавшееся вследствие раскатки рванин, подрезов, следов глубокой зачистки дефектов или сильной выработки валков, а также грубых механических повреждений. Трещина напряжения – дефект поверхности, представляющий собой разрыв металла, идущий вглубь под прямым углом к поверхности, образовавшийся вследствие напряжений, связанных со структурными превращениями или неравномерным нагревом и охлаждением. Подрез – дефект поверхности в виде продольного углубления, расположенного по всей длине или на отдельных участках поверхности проката и образовавшегося вследствие неправильной настройки привалковой арматуры или одностороннего перекрытия калибра. Закат – дефект поверхности, представляющий собой прикатанный продольный выступ, образовавшийся в результате закатывания уса, подреза, грубых следов зачистки иглу- боких рисок. Риска – дефект поверхности в виде канавки без выступа кромок с закругленным или плоским дном, образовавшийся от царапания поверхности металла изношенной прокатной арматурой. Надрывы – дефект поверхности в виде поперечных несквозных разрывов на тонких листах, образующихся при прокатке в местах забоин, углублений от зачистки, раскатанных загрязнений и окалины.

СТОГа зп ром
Продир – дефект поверхности в виде широких продольных углублений, образующихся от резкого трения проката о детали прокатного и подъемно-транспортного оборудования. Царапина – дефект поверхности, представляющий собой углубление неправильной формы и произвольного направления, образующегося в результате механических повреждений, в том числе при складировании и транспортировании металла. Расслоение – дефект поверхности в виде трещин на кромках и торцах листов, образовавшихся при наличии в металле усадочных дефектов, внутренних разрывов, повышенной загрязненности неметаллическими включениями и при пережоге. ГОСТ 19200-80 Горячая трещина – дефект в виде разрыва или надрыва тела отливки усадочного происхождения, возникшего в интервале температур затвердевания. Холодная трещина – дефект в виде разрыва тела затвердевшей отливки вследствие внутренних напряжений или механического воздействия.
Межкристаллическая трещина – дефект в виде разрыва тела отливки при охлаждении отливки в форме на границах первичных зерен аустенита в температурном интервале распада. Газовая раковина – дефект в виде полости образованной выделившимися из металла или внедрившимися в металл газами.
Ситовидная раковина – дефект в виде удлиненных тонких раковин, ориентированных нормально к поверхности отливки вызванных повышенным содержанием водорода в кристаллизующемся слое.
Усадочная раковина – дефект в виде открытой или закрытой полости с грубой шероховатой иногда окисленной поверхностью, образовавшейся вследствие усадки при затвердевании металла.
Металлическое включение – дефект в виде инородного металлического включения, имеющего поверхность раздела с отливкой. Неметаллическое включение – дефект в виде неметаллической частицы, попавшей в металл механическим путем или образовавшейся вследствие химического взаимодействия компонентов при расплавлении и заливке металла. Ликвация – дефект в виде местных скоплений химических элементов или соединений в теле отливки, возникших в результате избирательной кристаллизации при затвердевании Флокен – дефект в виде разрыва тела отливки под влиянием растворенного встали водорода и внутренних напряжений, проходящего полностью или частично через объемы первичных зерен аустенита. ГОСТ 5272-68* Коррозионное растрескивание – коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и внешних или внутренних механических напряжений растяжения с образованием транскристаллитных или межкристаллитных трещин. Равномерная коррозия – сплошная коррозия, протекающая с одинаковой скоростью по всей поверхности металла. Неравномерная коррозия – сплошная коррозия, протекающая с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла. Местная коррозия – коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности металла. Точечная коррозия (Питтинг – местная коррозия металла в виде отдельных точечных поражений. Коррозия пятнами – местная коррозия металла в виде отдельных пятен. Коррозионная язва – местное коррозионное разрушение, имеющее вид отдельной раковины.

СТОГа зп ром Приложение Б Технология обследования участков газопроводов при переизоляции
1 Обследование участков газопроводов проводят наружными сканерами дефектоскопами и средствами визуального, измерительного, вихретокового, ультразвукового, магнитопорошкового контроля, после предварительной очистки газопровода (удаления старого изоляционного покрытия) организацией, выполняющей ремонт. Допускается проводить обследование без применения сканеров-дефектоскопов газопроводов диаметром
530 мм и менее, а также участков газопроводов длиной меньшем Обследование газопроводов с применением сканеров-дефектоскопов выполняют после предварительной очистки газопровода (снятия старого изоляционного покрытия) в пять этапов обследование трубопровода сканером-дефектоскопом; визуальный и измерительный контроль поиск стресс-коррозионных дефектов приборное обследование труби СДТ; контроль кольцевых сварных швов.
3 До начала обследования каждой трубы ее маркируют в соответствии с требованиями п настоящей Инструкции.
4 Для выявления аномалий, подлежащих идентификации на последующих этапах, выполняют обследование трубопровода сканером-дефектоскопом (первый этап. Области применения конкретных сканеров-дефектоскопов регламентируются Реестром сканеров- дефектоскопов для контроля основного металла труби сварных соединений, технические условия которых соответствуют техническим требованиям ОАО "Газпром" при выполнении работ по отбраковке труб при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов.
5 На втором этапе обследования при визуальном и измерительном контроле трубопровода выявляют коррозионные дефекты, вмятины, гофры, дефекты сборки (смещение кромок) и наружные дефекты сварных швов, а также другие видимые дефекты. Измеряют параметры обнаруженных дефектов, заносят их в ведомости дефектов (п.п. 6.3.3, 6.3.4 настоящей Инструкции) ив соответствии с принятыми нормами оценки соответствия (табл.
6.1, 6.3 настоящей Инструкции) определяют трубы и СДТ, подлежащие замене.
6 Поиск стресс-коррозионных дефектов на третьем этапе осуществляют по результатам обследования сканером-дефектоскопом; на участках, имеющих признаки условий КРН.

48 Участки, имеющие признаки условий КРН, те. находившиеся под отслоившимся изоляционным покрытием в анаэробных условиях, определяют визуально. При этом признаком отслоения изоляционного покрытия является отсутствие на трубе следов праймера и наличие продуктов коррозии, а признаком анаэробных условий – светлый цвет продуктов коррозии (что свидетельствует о содержании в них сидерита. На трубах диаметром 1420 мм, изготовленных из стали контролируемой прокатки с использованием метода формовки в непрерывном валковом стане (Харцызский трубный завод, в первую очередь, обследуют зоны, прилегающие к продольным сварным швам (на расстоянии 250 мм, где наблюдалось наибольшее число стресс-коррозионных дефектов. На остальных трубах явная корреляция между положением продольных сварных швов и стресс-коррозионных дефектов отсутствует. Обследование характерных участков труби СДТ с признаками условий КРН выполняют вихретоковыми дефектоскопами и другими методами с порогом чувствительности по глубине обнаруживаемых стресс-коррозинных трещин не более 0,3 мм. Перед поиском стресс-коррозионных дефектов чувствительность и пороговый уровень вихретокового дефектоскопа настраивают по стандартному образцу с риской. Преобразователь вихретокового дефектоскопа устанавливают на поверхность исследуемого участка, проводят настройку прибора на минимальное значение показаний дефектоскопа в пределах участка. Сканируют поверхность участка с шагом, не превышающим величину диаметра рабочей части преобразователя. При срабатывании порогового устройства и появлении на экране дефектоскопа показаний, превышающих значения, установленные при настройке дефектоскопа на стандартный образец, производят зачистку участка с предполагаемыми дефектами КРН. С использованием лупы определяют наличие стресс-коррозионных дефектов. При визуальном обнаружении стресс-коррозионных трещин трубу вырезают.
7 На четвертом этапе выполняют приборное обследование участков газопровода, не подлежащих замене после выполнения 5 и 6, а также вырезанных труб. Вырезанные трубы с дефектами КРН обследуют на бровке траншеи или на специально оборудованной площадке в полном объеме в секторе от 2 до 10 часов походу газа. При этом определяют участки со стресс-коррозионными дефектами (в соответствии с 6), контуры участка отмечают мелом или маркером, выполняют зачистку оконтуренного участка шлифовальным кругом вместе, с наибольшими показаниями дефектоскопа. С использованием лупы определяют наличие стресс-коррозионных дефектов. При обнаружении стресс-коррозионных трещин проводят повторное сканирование поверхности зачищенного участка преобразователем вихретокового дефектоскопа (при необходимости

СТОГа зп ром предварительно устанавливают минимальное значение показаний дефектоскопа на этом участке) и оценивают максимальную глубину стресс-коррозионных трещин по значениям показаний дефектоскопа на трубе и стандартном образце. Для подтверждения полученной оценки глубины стресс-коррозионного дефекта выполняют контролируемую шлифовку дефектного участка трубы или прорезают канавку вместе оценки глубины стресс-коррозионных трещин до их исчезновения. Значения глубины определяют путем измерения остаточной толщины стенки трубы в образовавшейся выемке (канавке) или глубины этой выемки (канавки. Обследование участков труби СДТ с ранее выявленными дефектами и аномалиями включает приборное обследование участков с дефектами (гофрами, вмятинами, смещениями кромок швов и др, выявленными сканером-дефектоскопом, при визуальном и измерительном контроле на первом и втором этапах (4, 5), а также измерение параметров дефектов, обнаруженных до вывода участка газопровода на капитальный ремонт при проведении ВТД и других обследований газопровода. Выполняют графическую оценку дефектной области в соответствии с Приложением В, в результате которой для вырезанных труб со стресс-коррозионными дефектами принимают одно из следующих решений направить трубу на специализированный завод (базу выполнить оценочный расчет срока безопасной эксплуатации трубы отнести трубу к категории Б. Для труб, не имеющих стресс-коррозионных дефектов, по результатам графической оценки принимают одно из следующих решений выполнить ремонт дефектной области контролируемой шлифовкой выполнить оценочный расчет срока безопасной эксплуатации трубы заменить дефектную трубу (катушку.
8 Для выполнения расчета выполняют оценку глубины дефектной области с шагом, выбранным в соответствии с 6.1.8.6. При этом через дефектную область проводят линию по продольной образующей трубы (продольную линию, определяющую продольную координату Х (рис. Б, а. Перпендикулярно продольной линии от начала до конца дефектной области с выбранным шагом проводят кольцевые линии. При этом число линий должно быть не менее пяти и одна из них должна проходить через точку с минимальной остаточной толщиной стенки трубы.
Выполняют оценку глубины дефектной области вдоль каждой кольцевой линии и регистрируют наибольшее из значений, которое принимают в качестве оценки глубины дефектной области с продольной координатой, определяемой точкой пересечения кольцевой линии с продольной координатной линией. Для

50 расчета используют зависимость глубины дефектной области от продольной координаты рис. Б, баб) Рис. Б. Построение зависимости глубины дефектной области от продольной координаты а) схема измерения б) зависимость глубины дефектной области от продольной координаты (результат оценки.
1 – стресс-коррозионные дефекты 2 – продольная координатная линия 3 – кольцевые линии 4 – участки кольцевых линий, на которых проводят оценку глубины дефектной области.
Для оценки глубины дефектной области применяют приборы, обеспечивающие электронную запись результатов и их передачу в компьютер для проведения расчетов (например, вихретоковые дефектоскопы типа ВД132-КIIIУ-ОКО-01).
9 Контроль сварных швов выполняют на завершающем этапе обследования только на участках, оставляемых в газопроводе, в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-083.
10 После завершения всех этапов обследования по совокупности полученных результатов с использованием норм оценки соответствия труби СДТ (таблица. 6.1, 6.3 настоящей Инструкции) оформляют ведомость ремонта (6.3.8 настоящей Инструкции) с окончательным заключением о замене труби способах устранения оставшихся в газопроводе дефектов.
11 Оборудование, применяемое при обследовании участков газопроводов, должно быть сертифицировано и иметь разрешение на применение. Оценка глубины дефектной области, мм Продольная координата, мм

СТОГа зп ром Приложение В Расчет прогнозируемого срока безопасной эксплуатации и максимального испытательного давления труб Приложение В Методика расчета прогнозируемого срока безопасной эксплуатации и максимального испытательного давления труб
1 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы определяют численными методами при заданном максимальном рабочем давлении по результатам прочностного расчета с учетом механических характеристик трубы и срока ее предшествующей эксплуатации. При этом полагают, что прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы оканчивается в момент времени, когда ее минимальное давление разрушения будет равно величине К
р
·K
пор
·P
раб
, где раб – максимальное рабочее давление на участке газопровода, К
пор
*
– пороговый коэффициент, принимаемый равным 1,25 для участков газопроводов категории III и IV, 1,5 – для участков газопроводов категории I и II и 1,875 – для участков газопроводов категории В, Кр – коэффициент, учитывающий риск эксплуатации участка газопровода, принимаемый по результатам анализа риска эксплуатации или равным 1, если такой анализ не проводился. Значение коэффициента пор может быть снижено при условии принятия мер по предотвращению появления людей в зоне радиусом 350 мот места расположения дефектной трубы (установка ограждений, предупреждающих табличек, постов и т.п.).
2 Для определения минимального давления разрушения трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой, используют модифицированное уравнение поверхностных дефектов, параметры которого для труб с дефектами и труб, отремонтированных контролируемой шлифовкой, получены на основе экспериментальных данных








1
- э
0э э
0э э
э э, (1) где Р
э
– минимальное расчетное давление разрушения дефектной трубы, МПа (кгс/см
2
);
*
Указанные значения порогового коэффициента могут быть использованы только для приведенной в настоящем приложении методики расчета.

52

- толщина стенки трубы, мм
R = н -

- внутренний радиус трубы, мм н
- наружный диаметр трубы, мм э – площадь потери металла на проекции эффективной части сошлифованной области на продольную ортогональную плоскость, мм э – первоначальная площадь продольного сечения стенки трубы по длине эффективной части сошлифованной области, э = э э – коэффициент Фолиаса, рассчитанный для эффективной части сошлифованной области э э (2) э – длина эффективной части сошлифованной области, мм. Параметры эффективной части сошлифованной области определяют по измеренной зависимости ее глубины от продольной координаты. Проекцию сошлифованной области разбивают на участки, ограниченные точками измерения глубины. В пределах сошлифованной области может быть выделено конечное число К ее частей, каждая из которых образует непрерывную последовательность таких участков. В результате процедуры, заключающейся в расчете величины
Р
к
*
для всех возможных частей сошлифованной области, определяют эффективную часть, для которой выполняется соотношение
















1
- k
0k k
0k э э
0э э
*
k
*
э
M
A
A
-
1
A
A
-
1
min
=
M
A
A
-
1
A
A
-
1
=
minP
=
P
э
, (3) где к - безразмерная величина, характеризующая влияние геометрических параметров ой части сошлифованной области на расчетное давление разрушения трубы А – площадь рассматриваемой части сошлифованной области

2 1
n n
=
j j
j k
t
L
=
A
, (4) k – номер рассматриваемой части сошлифованной области, k = 1, 2, 3, …, К, К
K – число возможных вариантов выделения части сошлифованной области n
1
, n
2
– номера первого и последнего участков сошлифованной области в пределах рассматриваемой ой части сошлифованной области, n
1
= 1, 2, 3, … , N, n
2
= 1,2, 3, …, N;
N – число участков разбиения продольной проекции сошлифованной области, N =
I-1;
I – число точек измерения глубины сошлифованной области
L
j
– длина го участка сошлифованной области, j = n
1
, n
1
+ 1, …, n
2
– 1, n
2
;

СТОГа зп ром
L
j
= x i+1
– x i
, (5) x
i
– продольная координата i точки измерения глубины сошлифованной области t
j
= (t i+1
+ t i
)/2, (6) t
i
– значение глубины сошлифованной области вой точке измерения А – первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы по длине рассматриваемой ой части сошлифованной области

2 1
n n
=
j j
0k
δ
L
=
A
, (7) М – коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины рассматриваемой части сошлифованной области. э – напряжение течения, вычисляемое по формуле Р 2
σ
σ
σ
*
э
0,2
вр э
3
вр
0,2
э








, (8)
Р
*
э
– безразмерная величина, характеризующая геометрические параметры дефектов, рассчитываемая по формуле (3);

0,2
– нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см
2
);

вр
– временное сопротивление трубной стали, МПа (кгс/см
2
); К – коэффициент, учитывающий статистический разброс значений напряжения течения, для стресс-коррозионных дефектов и дефектов продольных сварных швов принимаемый равным -0,12, для других типов дефектов -0,05; К – коэффициент, учитывающий скорость снижения напряжения течения, принимаемый равным 0,002; э – время работы отремонтированной трубы с момента начала эксплуатации до момента окончания эксплуатации, годы
3 Для предотвращения ремонта труб, которые будут забракованы по результатам прочностного расчета, выполняют оценку прогнозируемого срока безопасной эксплуатации дефектной трубы после ремонта. Оценку прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы выполняют в соответствии с п.п. 1, 2. При этом полагают, что глубина сошлифованной области после вы- шлифовки дефектной области будет на 0,2 мм превышать глубину дефектной области во всех ее точках.
4 Максимальное испытательное давление для трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой, принимают равным 87 % от минимального расчетного давления разрушения отремонтированной трубы, определяемого по формуле (1).

54 5 Максимальное испытательное давление для бездефектной трубы принимают равным давлению, вызывающему в стенке трубы кольцевое напряжение, равное 0,95 от нормативного предела текучести трубной стали. Его величину определяют по формуле (66) СНиП 2.05.06-85* [1].
6 Для отремонтированной трубы также выполняют проверочный расчет в соответствии с п. Полученное значение сравнивают со значением, рассчитанным в соответствии спи величину максимального испытательного давления принимают равной меньшему из указанных значений.
7 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы с дефектами продольных швов, не требующей ремонта, определяют в соответствии с п.п. 1, 2, а максимальное испытательное давление – в соответствии с п.п. 4-6. При этом вместо параметров сошлифованной области подставляют параметры дефектной области.
8 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой, прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы с дефектами продольных швов, не требующей ремонта, а также максимальное испытательное давление трубы, рекомендуется рассчитывать с использованием программы ГАЗНАДЗОР-
ОД-СС. Руководство пользователя программы ГАЗНАДЗОР-ОД-СС приведено в Приложении В, а примеры расчетов – в Приложениях В.5-В.7.
9 Для ускорения принятия решения о ремонте труб контролируемой шлифовкой рекомендуется для каждого типа труб, уложенных на обследуемом участке газопровода, строить график зависимости максимальной глубины дефектов от их длины, соответствующий оценке срока безопасной эксплуатации труб равной 15 лет. Если точка, соответствующая максимальной глубине и длине рассматриваемого дефекта лежит нижеуказанного графика, труба подлежит ремонту контролируемой шлифовкой, а срок ее безопасной эксплуатации должен быть рассчитан после выполнения ремонта в удобное по условиям работы время. В противном случае, срок безопасной эксплуатации трубы должен быть рассчитан непосредственно после измерения параметров дефекта, а решение о замене трубы принимают в зависимости от результатов этого расчета.
10 Зависимость максимальной глубины дефектов от их длины вычисляют по формуле- п
раб пор р
пор раб пор р
пор max
M
-
R
Р
К
К
δ
σ
1
-
R
Р
К
К
δ
σ
δ
=
t
,(9)
t max
– максимальная глубина дефекта, мм

СТОГа зп ром
Р
раб
– рабочее давление в газопроводе, МПа (кгс/см
2
);
К
пор
– пороговый коэффициент, зависящий от категории участка газопровода и принимаемый равным для участков категории II – 1,5; категории III и IV – 1,25. Значение коэффициента пор может быть снижено при условии принятия мер по предотвращению появления людей в зоне радиусом 350 мот места расположения дефектной трубы (установка ограждений, предупреждающих табличек, постов и т.п.); Кр – коэффициент, учитывающий риск эксплуатации участка газопровода, принимаемый по результатам анализа риска эксплуатации или равным 1, если такой анализ не проводился. пор – напряжение течения, вычисляемое по формуле Р 2
σ
σ
σ
*
пор
0,2
вр
3
вр
0,2
э









, (10)

0,2
– нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см
2
);

вр
– временное сопротивление трубной стали, МПа (кгс/см
2
); К – коэффициент, учитывающий статистический разброс значений напряжения течения, для стресс-коррозионных дефектов и дефектов продольных сварных швов принимаемый равным -0,12, для других типов дефектов -0,05; К – коэффициент, учитывающий скорость снижения напряжения течения, принимаемый равным 0,002;
Р
*
пор
– безразмерная величина, характеризующая геометрические параметры дефектов, рассчитываемая по формуле
1
- п пор (11) экс + р – время от начала эксплуатации трубы до окончания заданного срока безопасной эксплуатации трубы, годы экс – время работы трубы с момента ее ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы р – заданный срок безопасной эксплуатации трубы, принимаемый равным 15 лет
М
п
– коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины L
п


Rδ
/2
L
1,32
+
1
=
M
2
п п (12) п – длина продольной проекции дефекта или сошлифованной области.
11 При оценке двух близлежащих дефектов по п.п. 9, 10 их рассматривают отдельно, если расстояние между ними в продольном направлении превышает ½ диаметра трубы, а расстояние в кольцевом направлении – ¼ периметра трубы. В противном случае дефекты рассматривают как один дефект, имеющий длину равную расстояния от начала первого дефекта до конца второго, а максимальную глубину равную большей максимальной глубине дефектов.
12 График зависимости максимальной глубины дефекта от его длины для различных условий (срока эксплуатации, диаметра и толщины стенки трубы, категории газопровода, прочностных характеристик металла) рекомендуется строить по программе ГАЗ-
НАДЗОР-ОД-Ш (Приложение В. Пример графической оценки дефектов труб приведен в Приложении В.
13 График зависимости максимальной глубины дефекта от его длины строят, как правило, для номинальной толщины стенки труб по ТУ на соответствующие трубы. Если фактическая толщина стенки трубы отличается от номинальной, при использовании графика максимальную глубину дефекта корректируют на разность между номинальной и фактической толщиной стенки трубы – при большей толщине стенки по сравнению с номинальной максимальную глубину дефекта уменьшают, в противном случае – увеличивают СТОГа зп ром Приложение В Руководство пользователя программы ГАЗНАДЗОР-ОД-Ш
1 Программа ГАЗНАДЗОР-ОД-Ш (ООО «Газпром газнадзор» – Отдел по организации технического диагностирования (Отдел диагностики) – шаблон) строит графики зависимости максимальной глубины дефектов от их длины для графической оценки дефектов труб.
2 Программа оформлена в виде файла sh-r.xls Microsoft Excel 2003, для ее реализации на компьютере должна быть установлена русскоязычная версия этого табличного редактора Для расчета по программе необходимо выполнить следующие действия открыть файл sh-r.xls; сохранить файл sh-r.xls под другим именем ввести исходные данные выполнить расчет распечатать результаты расчета сохранить файл.
4 Файл sh-r.xls открывают также, как и другие файлы Microsoft Excel 2003. Для этого необходимо выполнить одно из следующих действий найти и открыть файл sh-r.xls двойным нажатием по нему мыши с одновременным запуском редактора Microsoft Excel 2003; открыть редактора затем через меню Файл – Открыть найти и открыть файл sh-r.xls двойным нажатием по нему мыши.
5 Сохранение файла под другим именем выполняют через меню Файл – Сохранить как. Новое имя файла должно идентифицировать рассматриваемый тип трубы.
6 Исходные данные для расчета вводят на лист оценка.
6.1 Наименование трубопровода – в ячейку R2C7 вводят наименование обследуемого газопровода Обозначение труб – в ячейку R3C7 вводят информацию, идентифицирующую рассматриваемый тип трубы (ТУ, конструкция и т.п.).
6.3 Диаметр трубы – в ячейку R4C7 вводят наружный диаметр трубы в мм.
*
В ячейках R2C7 и R3C7 установлен режим выравнивания текста по правому краю, поэтому при введении текста в эти ячейки, он будет смещаться влево. Необходимо следить, чтобы текст не пересек границу второго столбца, т.к. при этом будет закрыт исходный текст. Если текстовая информация не вписывается в указанное ограничение, рекомендуется уменьшить размер шрифта

58 6.4 Толщина стенки трубы – в ячейку R5C7 вводят номинальную толщину стенки трубы в мм.
6.5 Проектное давление – в ячейку R6C7 вводят проектное давление в кгс/см
2 6.6 Рабочее давление – в ячейку R7C7 вводят значение заданного максимального рабочего давления в кгс/см
2 6.7 Значение коэффициента К
пор
– в ячейку R8C7 вводят значение коэффициента
К
пор
, принимаемое в соответствии с п Приложения В.
6.8 Нормативный предел текучести металла трубы – в ячейку R9C7 вводят значение предела текучести по ТУ на трубы в кгс/мм
2
. Если на момент расчета труба не идентифицирована, вводят значение минимального предела текучести, определенное по всем имеющимся ТУ на трубы соответствующего размера (диаметра и толщины стенки.
6.9 Временное сопротивление металла трубы – в ячейку R10C7 вводят значение временного сопротивления по ТУ на трубы в кгс/мм
2
. Если на момент расчета труба не идентифицирована, вводят значение минимального временного сопротивления, определенное по всем имеющимся ТУ на трубы соответствующего размера (диаметра и толщины стенки.
6.10 Время эксплуатации трубы – в ячейку R11C7 вводят время эксплуатации обследуемого участка газопровода.
6.11 Тип дефектной области – в ячейку R11C7 вводят номер типа дефектной области для стресс-коррозионных дефектов и дефектов на трубах, где были обнаружены стресс-коррозионные дефекты 2 – для других типов дефектов на трубах, где небыли обнаружены стресс-коррозионные дефекты.
7 Расчет выполняют после ввода всех исходных данных путем нажатия клавиш
Ctrl-r. При этом раскладка клавиатуры должна быть переключена в английское положение
«EN». Перед выполнением расчета рекомендуется сохранить файл с исходными данными.
8 В результате расчета на листе график появится график. Примеры графиков приведены в Приложении В. На графиках имеются три линии.
8.1 Сплошная красная горизонтальная линия – обозначает границу максимальной глубины дефекта, выше которой труба должна быть заменена, независимо от длины дефекта Сплошная черная линия – обозначает границу максимальной глубины дефекта, ниже которой труба подлежит ремонту контролируемой шлифовкой, а выше – необходимо выполнить расчет срока безопасной эксплуатации трубы, по результатам которого принимают решение о ремонте или замене трубы.

СТОГа зп ром 8.3 Пунктирная черная горизонтальная линия – обозначает линию поп, рассчитанную для длинного дефекта (длиной 11 м. Применяется вместо линии поп для дефектов длиной болеем После выполнения расчета файл сохраняют путем нажатия на кнопку с изображением дискеты.
10 Перед распечаткой под таблицей на листе оценка вводят должность и фамилии лиц, ответственных за правильность исходных данных и выполнение расчета.
11. Распечатывают лист оценка илист график. Для распечатки листа его надо выделить, нажав мышью на ярлык листа, а затем нажать кнопку с изображением принтера.
12 После распечатки файл сохраняют путем нажатия на кнопку с изображением дискеты.
13 Примеры графической оценки дефектов с использованием программы ГАЗ-
НАДЗОР-ОД-Ш приведены в Приложении В.

60 Приложение В Примеры графической оценки дефектов труб Планируется обследование при переизоляции участка газопровода диаметром
1420 мм, эксплуатирующегося 30 лет. На участке уложены трубы с номинальными толщинами стенки 15,7 мм (III категория) и 18,7 мм (II категория. Предел текучести труб –
47 кгс/мм
2
, временное сопротивление – 60 кгс/мм
2
До начала работ с использованием программы ГАЗНАДЗОР-ОД-Ш строят графики зависимости максимальной глубины дефектов от их длины для труб, на которых не будут обнаружены стресс-коррозионные дефекты (рис. В ирис. В, и для труб, на которых будут обнаружены стресс-коррозионные дефекты (рис. В ирис. В. На трубе с толщиной стенки 15,9 мм обнаружены три коррозионных дефекта со следующими параметрами проекции на продольную ортогональную плоскость длина –
200 мм, максимальная глубина – 2,5 мм длина – 330 мм, максимальная глубина – 4,5 мм длина – 120 мм, максимальная глубина – 5,2 мм. Длина перемычек между дефектами 40 и
110 мм. Общая длина дефектной области – 800 мм. Поскольку длины перемычек между дефектами меньше 0,5 диаметра трубы, совокупность дефектов рассматривают как один дефект длиной 800 мм и максимальной глубиной 5,2 мм. Максимальную глубину дефекта корректируют на разность фактической и номинальной толщин стенок трубы, те. 5,2-
(15,9-15,7)=5,0 мм. На графике (рис.В.3.1) находят точку с координатами (800;5,0). Эта точка лежит в области Расчет срока безопасной эксплуатации. Следовательно, для принятия решения о ремонте трубы контролируемой шлифовкой или ее замене, необходимо выполнить расчет срока безопасной эксплуатации трубы. Пример указанного расчета приведен в Приложении В. На трубе с толщиной стенки 15,6 мм обнаружен коррозионный дефект длиной
3000 мм и максимальной глубиной 3,2 мм. Максимальную глубину дефекта корректируют на разность фактической и номинальной толщин стенок, те. 3,2+(15,7-15,6)=3,3 мм. Поскольку точка с максимальной глубиной 3,3 мм лежит ниже пунктирной линии (рис.В.3.2), рассчитанной для дефекта длиной, равной длине трубы (11 м, может быть продолжена эксплуатация трубы после ее ремонта контролируемой шлифовкой. На трубе с толщиной стенки 15,8 мм по результатам обследования сканером- дефектоскопом обнаружен стресс-коррозионный дефект. Трубу вырезали из газопровода и обследовали на бровке траншеи с помощью вихретокового дефектоскопа. В результате были обнаружены три стресс-коррозионных дефекта со следующими параметрами проекции на продольную ортогональную плоскость длина – 220 мм, максимальная глубина –

СТОГа зп ром 2,4 мм длина – 280 мм, максимальная глубина – 3,1 мм длина – 325 мм, максимальная глубина – 3,5 мм. Длина перемычек между дефектами 90 и 85 мм. Общая длина дефектной области – 1000 мм. Поскольку длины перемычек между дефектами меньше 0,5 диаметра трубы, совокупность дефектов рассматривают как один дефект длиной 1000 мм и максимальной глубиной 3,5 мм. Максимальную глубину дефекта корректируют на разность фактической и номинальной толщин стенок трубы, те. 3,5-(15,8-15,7)=3,4 мм. На графике рис. В) находят точку с координатами (1000;3,4). Эта точка лежит в области Отнесение труб к категории Б. Следовательно, труба должна быть забракована. На трубе с толщиной стенки 18,6 мм обнаружен стресс-коррозионный дефект длиной мм и максимальной глубиной 1,9 мм. Максимальную глубину дефекта корректируют на разность фактической и номинальной толщин стенок, те. 1,9+(18,7-18,6)=2,0 мм. Поскольку точка с максимальной глубиной 2,0 мм лежит ниже пунктирной линии рис. В, рассчитанной для дефекта длиной, равной длине трубы (11 м, трубу направляют на специализированный заводили базу.

62
Рис.В.3.1. График зависимости максимальной глубины дефектов от их длины для труб толщиной стенки 15,7 мм, на которых небу- дут обнаружены стресс-коррозионные дефекты.

63
Рис.В.3.2. График зависимости максимальной глубины дефектов от их длины для труб толщиной стенки 18,7 мм, на которых небу- дут обнаружены стресс-коррозионные дефекты.

64
Рис.В.3.3. График зависимости максимальной глубины дефектов от их длины для труб толщиной стенки 15,7 мм, на которых будут обнаружены стресс-коррозионные дефекты.

65
Рис.В.3.4. График зависимости максимальной глубины дефектов от их длины для труб толщиной стенки 18,7 мм, на которых будут обнаружены стресс-коррозионные дефекты.

66 Приложение В Руководство пользователя программой ГАЗНАДЗОР-ОД-СС
1 Программа ГАЗНАДЗОР-ОД-СС (ООО «Газпром газнадзор» – Отдел по организации технического диагностирования (Отдел диагностики) – срок службы) рассчитывает оценку прогнозируемого срока безопасной эксплуатации дефектных труб после их ремонта, а также прогнозируемый срок безопасной эксплуатации труб, отремонтированных контролируемой шлифовкой, и труб с дефектами продольных сварных швов, не требующих устранения.
2 Программа оформлена в виде файла ss-r.xls Microsoft Excel 2003, для ее реализации на компьютере должна быть установлена русскоязычная версия этого табличного редактора Для расчета по программе необходимо выполнить следующие действия открыть файл ss-r.xls; сохранить файл ss-r.xls под другим именем ввести исходные данные выполнить расчет распечатать результаты расчета сохранить файл.
4 Файл ss-r.xls открывают также, как и другие файлы Microsoft Excel 2003. Для этого необходимо выполнить одно из следующих действий найти и открыть файл ss-r.xls двойным нажатием по нему мыши с одновременным запуском редактора Microsoft Excel 2003; открыть редактора затем через меню Файл – Открыть найти и открыть файл ss-r.xls двойным нажатием по нему мыши.
5 Сохранение файла под другим именем выполняют через меню Файл – Сохранить как. Новое имя файла должно идентифицировать рассматриваемую дефектную (отремонтированную) трубу или ее часть.
6 Для трубы с устраняемыми дефектами выполняют расчет оценки прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы после ремонта, а для трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой или имеющей дефекты, не требующие устранения в соответствии с настоящей Инструкцией (дефекты продольных и спиральных швов, не выходящие на поверхность и допустимые по нормативам по контролю заводских сварных швов, выполняют расчет прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы. В обоих случаях исходные данные вводят на лист расчет

67 7 Исходные данные для расчета оценки прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы с дефектной областью, устраняемой контролируемой шлифовкой.
7.1 Наименование трубопровода – в ячейку R2C4 вводят наименование трубопровода, в котором эксплуатировалась труба Обозначение дефектной области – в ячейку R3C4 вводят информацию, идентифицирующую дефектную область (километраж, маркировку трубы, номер дефекта и т.п.).
7.3 Состояние трубы – в ячейку R4C4 вводят слово дефектная.
7.4 Диаметр трубы – в ячейку R5C4 вводят наружный диаметр трубы в мм.
7.5 Толщина стенки трубы – в ячейку R6C4 вводят измеренную толщину стенки трубы в мм. Толщину стенки трубы принимают равной среднему значению по результатам трех измерений на бездефектных участках трубы вблизи дефектной области.
7.6 Проектное давление – в ячейку R7C4 вводят проектное давление в кгс/см
2 7.7 Рабочее давление – в ячейку R8C4 вводят значение заданного максимального рабочего давления в кгс/см
2 7.8 Максимальное фактическое давление – в ячейку R9C4 вводят значение максимального фактического давления в кгс/см
2 7.9 Категория участка газопровода – в ячейку R10C4 вводят категорию участка газопровода с использованием заглавных английских букв «I» и «V», а также заглавной русской буквы В.
7.10 Коэффициент, учитывающий риск эксплуатации – в ячейку R11C4 вводят значение коэффициента, учитывающего риск эксплуатации участка газопровода р, принимаемого по результатам анализа риска эксплуатации или равным 1, если такой анализ не проводился.
7.11 Время работы дефектной трубы – в ячейку R12C4 вводят время работы дефектной трубы с момента начала ее работы до момента ее демонтажа.
7.12 Временное сопротивление металла трубы – в ячейку R13C4 вводят значение временного сопротивления по ТУ на трубы в кгс/мм
2
. Если на момент расчета труба не идентифицирована, вводят значение минимального временного сопротивления, определенное по всем имеющимся ТУ на трубы соответствующего размера (диаметра и толщины стенки.
7.13 Нормативный предел текучести металла трубы – в ячейку R14C4 вводят значение предела текучести по ТУ на трубы в кгс/мм
2
. Если на момент расчета труба не
*
В ячейках R2C4 и R3C4 установлен режим выравнивания текста по правому краю, поэтому при введении текста в эти ячейки, он будет смещаться влево. Необходимо следить, чтобы текст не пересек границу второго столбца, т.к. при этом будет закрыт исходный текст. Если текстовая информация не вписывается в указанное ограничение, рекомендуется уменьшить размер шрифта

68 идентифицирована, вводят значение минимального предела текучести, определенное по всем имеющимся ТУ на трубы соответствующего размера (диаметра и толщины стенки.
7.14 Погрешность прибора - в ячейку R15C4 вводят минусовую погрешность дефектоскопа в мм, те. величину, на которую показания прибора могут быть занижены по сравнению с действительной глубиной дефектов.
7.15 Тип дефектной (сошлифованной) области – в ячейку R16C4 вводят номер типа дефектной области (1 – для стресс-коррозионных дефектов и дефектов на трубах, где были обнаружены стресс-коррозионные дефекты 2 – для других типов дефектов на трубах, где небыли обнаружены стресс-коррозионные дефекты.
7.16 Необходимость вышлифовки – в ячейку R17C4 вводят слово требуется.
7.17 В первый и второй столбцы начиная с й строки вводят соответственно продольную координату и проекцию глубины дефектов. При наличии одновременно общей коррозии и других дефектов ее глубину суммируют с глубиной дефектов в каждой точке измерений. Глубину дефектов измеряют по всей длине дефектной области в ее кольцевых сечениях, расположенных на расстоянии не более 25 мм друг от друга. В таблицу заносят максимальные значения глубины дефектов по результатам измерений в каждом кольцевом сечении. При этом допускается введение не более 1000 значений.
8 Исходные данные для расчета прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы с дефектами продольных сварных швов, не требующими устранения.
8.1 В ячейки R2C4, R3C4, R4C4, R5C4, R6C4, R7C4, R8C4, R9C4, R10C4, R11C4,
R12C4, R13C4, R14C4, R15C4 исходные данные вводят в соответствии с п.п. 7.1-7.14.
8.2 Тип дефектной (сошлифованной) области – в ячейку R16C4 вводят значение 1.
8.3 Необходимость вышлифовки – ячейку R17C4 оставляют незаполненной или вводят любое слово, кроме требуется.
8.4 В первый и второй столбцы начиная с й строки вводят данные в соответствии с п.
9 Исходные данные для расчета прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой.
9.1 В ячейки R2C4, R3C4, R5C4, R6C4, R7C4, R8C4, R9C4, R10C4, R11C4, R12C4,
R13C4, R14C4, исходные данные вводят в соответствии с п.п. 7.1, 7.2, 7.4-7.13.
9.2 Состояние трубы – в ячейку R4C4 вводят слово отремонтированная
9.3 Погрешность прибора – в ячейку R15C4 вводят плюсовую погрешность толщи- номера в мм, те. величину, на которую показания прибора могут быть завышены по сравнению с действительной толщиной стенки трубы.

69 9.4 Тип дефектной (сошлифованной) области – в ячейку R16C4 вводят номер типа сошлифованной области (1 – для сошлифованных областей на трубах со стресс- коррозионными дефектами, образовавшихся после вышлифовки стресс-коррозионных или других дефектов 2 – для сошлифованных областей на трубах, где небыли обнаружены стресс-коррозионные дефекты.
9.5 Необходимость вышлифовки – ячейку R17C4 оставляют незаполненной или вводят любое слово, кроме требуется.
9.6 В первый и второй столбцы начиная с й строки вводят соответственно продольную координату и измеренную остаточную толщину стенки трубы в мм. Остаточную толщину стенки трубы измеряют по всей длине сошлифованной области в ее кольцевых сечениях, расположенных на расстоянии не более 25 мм друг от друга. В таблицу заносят минимальные значения остаточной толщины стенки по результатам измерений в каждом кольцевом сечении.
10 Текстовая информация в остальных ячейках листа расчет, не перечисленных в п.п. 7-9 должна быть оставлена без изменения, а численные значения могут быть удалены или оставлены без изменения.
11 Расчет выполняют после ввода всех исходных данных путем нажатия клавиш
Ctrl-r. При этом раскладка клавиатуры должна быть переключена в английское положение
«EN». Перед выполнением расчета рекомендуется сохранить файл с исходными данными.
12 В результате расчета для трубы с дефектной областью, устраняемой контролируемой шлифовкой, на листе расчет появятся следующие значения.
12.1 Максимальное утонение стенки трубы в пределах эффективной части – выводится в ячейку R18C4 в мм с учетом минусовой погрешности дефектоскопа при измерении глубины дефектов и увеличения глубины сошлифованной области по сравнению с дефектной на 0,2 мм.
12.2 Длина эффективной части сошлифованной области – в ячейку R19C4 в мм выводится длина эффективной части выемки, которая образуется после вышлифовки дефектной области.
12.3 Площадь потери металла на проекции эффективной части – в ячейку R20C4 в мм выводится площадь потери металла на проекции эффективной части сошлифованной области.
*
Положение кольцевых сечений необходимо выбирать таким образом, чтобы они проходили через участки сошлифованной области с наибольшей глубиной потери металла. При этом интервалы между кольцевыми сечениями могут быть неравны между собой.

70 12.4 Оценка прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы – выводится в ячейку R21C4 в годах. Указанная оценка вычисляется для рассматриваемой дефектной области. Если на трубе имеются другие дефектные области, то для получения оценки прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы необходимо выполнить расчет для всех областей и принять меньшее значение.
12.5 Расчетная глубина сошлифованной области – выводится в третий и четвертых столбец начиная с й строки в мм. При этом соответствующие ячейки в указанных столбцах объединены в каждой строке.
12.6 Заключение – выводится в ячейку R22C1. Возможно одно из следующих заключений допускается ремонт трубы контролируемой шлифовкой труба подлежит замене или ремонту сваркой.
13 В результате расчета прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы с дефектами продольных сварных швов, не требующими устранения, на листе расчет появятся следующие значения.
13.1 Максимальное уменьшение сечения стенки трубы – в ячейку R18C4 выводится величина наибольшей потери металла в сечении стенки трубы в мм с учетом погрешности прибора при измерении размеров дефектов.
13.2 Длина эффективной части дефектной области – выводится в ячейку R19C4 в мм.
13.3 Площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области
– выводится в ячейку R20C4 в мм 13.4 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы – выводится в ячейку
R20C4 в годах. Указанный срок рассчитывается для рассматриваемой дефектной области. Если на трубе имеются другие дефектные или сошлифованные области, то для получения остаточного срока службы трубы необходимо выполнить расчет для всех областей и принять меньшее значение.
13.5 Максимальное испытательное давление трубы – выводится в ячейку R22C4 в кгс/см
2 13.6 Расчетная глубина дефектной области – в третий столбец начиная с й строки выводится эквивалентная расчетная глубина дефектной области равная величине потери металла в сечении стенки трубы в мм
14 В результате расчета для отремонтированной трубы на листе расчет появятся следующие значения.

71 14.1 Максимальное утонение стенки трубы в пределах эффективной части – выводится в ячейку R18C4 в мм с учетом плюсовой погрешности толщиномера при измерении остаточной толщины стенки трубы.
14.2 Длина эффективной части сошлифованной области – выводится в ячейку
R19C4 в мм.
14.3 Площадь потери металла на проекции эффективной части сошлифованной области выводится в ячейку R20C4 в мм 14.4 Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы – выводится в ячейку
R20C4 в годах. Указанный срок вычисляется для рассматриваемой сошлифованной области. Если на трубе имеются другие сошлифованные или дефектные области, то для получения прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубы необходимо выполнить расчет для всех областей и принять меньшее значение.
14.5 Максимальное испытательное давление трубы – выводится в ячейку R22C4 в кгс/см
2 14.6 Расчетная глубина сошлифованной области – выводится в третий столбец начиная с й строки в мм.
15 После выполнения расчета файл сохраняют путем нажатия на кнопку с изображением дискеты.
16 Перед распечаткой под таблицей на листе расчет вводят должность и фамилии лиц, ответственных за проведение обследования трубы и выполнение расчета.
17 Распечатывают лист расчет илист рис. Для распечатки листа его надо выделить, нажав мышью на ярлык листа, а затем нажать кнопку с изображением принтера.
18 После распечатки файл сохраняют путем нажатия на кнопку с изображением дискеты
19 Примеры расчетов по программе ГАЗНАДЗОР-ОД-СС приведены в Приложениях В.5-В.7.

72 Приложение В ЗАКЛЮЧЕНИЕ по результатам прочностного расчета пример для дефектной области, устраняемой контролируемой шлифовкой) Наименование трубопровода Пример Обозначение дефектной (сошлифованной) области км 000, труба 00 Состояние трубы дефектная Диаметр трубы, мм
1420 Толщина стенки трубы, мм
15,9 Минимальная номинальная толщина стенки трубы, мм
15,7 Проектное давление, кгс/см2 75 Рабочее давление, кгс/см2 75 Максимальное фактическое давление, кгс/см2 75 Категория участка газопровода
III Коэффициент, учитывающий риск эксплуатации
1 Время работы дефектной трубы, годы
30 Временное сопротивление металла трубы, кгс/мм2 60 Нормативный предел текучести металла трубы, кгс/мм2 47 Погрешность прибора, мм
0,5 Тип дефектной (сошлифованной) области
2 Необходимость вышлифовки требуется Максимальное утонение стенки трубы в пределах эффективной части, мм
5,2 Длина эффективной части сошлифованной области, мм
510 Площадь потери металла на проекции эффективной части, мм 1044 Оценка срока безопасной эксплуатации трубы, годы