Главная страница

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


Скачать 1.55 Mb.
НазваниеIi предисловие
Дата14.12.2022
Размер1.55 Mb.
Формат файлаpdf
Имя файлаИнструкция-по-оценке-дефектов-от-05.09.2013.pdf
ТипРеферат
#844495
страница7 из 8
1   2   3   4   5   6   7   8
Приложение М Форма паспорта (заключения) соединительной детали ПАСПОРТ № Наименование соединительной детали) Обозначение детали)
Завод-изготовитель Номер при освидетельствовании Изоляционное покрытие
2
Дата выдачи паспорта Марка стали (класс прочности) Угол поворота, град
3
Наружный диаметр, мм
4
Толщина стенки, мм
5
Химический состав стали
6
Содержание элементов, массовый %
С
э
C
Mn
Si
S
P
Cr
Ni
Cu
V
Nb
Ti
Mo Временное сопротивление, МПа Рабочее давление, МПа Коэффициент условий работы Максимальное испытательное давление, МПа По результатам освидетельствования СДТ признана соответствующей нормативной документации____________________________________________________________________
(Обозначение СДТ, ТУ (ГОСТ) на СДТ) Срок безопасной эксплуатации СДТ - ___ лет.
7
СДТ пригодна для ремонта магистрального газопровода ________________ на участке км ____ - км Приложение
1. Паспорт (сертификат) № _____ – __ л 2. Выписка из ведомости осмотра и обследования – __ л.
3. Копия протокола анализа химического состава металла № ____ - л.
4. Выписка из сводной таблицы по контролю качества покрытия – __ л.
5. Ведомость результатов освидетельствования – __ л.
6. Акт ремонта № ____ – __ л 7. Заключение по результатам прочностного расчета – __ л. Подпись представителя ООО «Газпром газнадзор»
М.п. По результатам освидетельствования неидентифицированных СДТ оформляют паспорт, идентифицированных СДТ – заключение. При этом для идентифицированных СДТ вместо параметров СДТ указывают заводскую маркировку и данные, определенные при освидетельствовании (отсутствующие в заводском паспорте (сертификате. Если покрытие отсутствует, позиция и Приложение 4 исключаются. Если покрытие нанесено при подготовке СДТ в базовых или заводских условиях Приложение 4 заменяют на сертификат качества изоляционного покрытия.
3
Позиция заполняется для отводов, для других СДТ позиция исключается.
4
Для тройников указывается наружный диаметр магистрали и наружный диаметр ответвления, для переходов указываются наружные диаметры цилиндрических поясков.
5
Для тройников указывается толщина стенки магистрали и ответвления, для переходов указываются толщины стенок цилиндрических поясков.
6
Перечень химических элементов определяют согласно ТУ или ГОСТ, на соответствие которым проверяется СДТ. Если марка стали при освидетельствовании определена без проведения анализа химического состава, позиция заполняется в соответствии с ТУ или ГОСТа Приложение исключается.
7
Если срок безопасной эксплуатации СДТ в соответствии с требованиями нормативов определять не требуется, позиция и Приложение 7 исключаются. Для не бывших в эксплуатации СДТ позицию заменяют на гарантийный срок хранения.
8
Указывается объект капитального ремонта. Для не бывших в эксплуатации СДТ позиция исключается.
9
Для не идентифицированных СДТ позиция исключается.
10
Если ремонт в соответствии положениями настоящей Инструкции не требуется, позиция исключается
Приложение Н Форма ведомости труби соединительных деталей трубопроводов ВЕДОМОСТЬ ТРУБ и СДТ № __________ по участку газопровода ______________________ км _________________
№ трубы или
СДТ Маркировка трубы,
СДТ, шва Километраж Характеристика труби СДТ Характеристика дефектов и отремонтированных участков труби СДТ Выполненный ремонт Начало Конец Конструкция трубы, оба зно че ни е
СДТ
Дл ин а м
То лщ ин а стенки, м
м
Ориентация продольных швов Наименование или категория Расстояние от кольцевого шва, мм Расстояние от продольного шва Угловая ориентация, часы Длинам м
Ш
ир ин а мм Максимальная глубинам м
Первый шов Второй шов РЕКОМЕНДАЦИИ по заполению ведомости труби СДТ В первом столбце указывают сквозной порядковый номер элемента (трубы или СДТ). Во втором столбце приводят полную маркировку трубы или СДТ. Если в маркировке имеется постоянная часть по всей ведомости труби СДТ, эта часть может быть вынесена в примечание, а в ячейках второго столбца указывают переменную часть маркировки. Километраж указывают для каждого элемента, то есть разность конца и начала километража элемента соответствует его длине. Ориентация продольных швов, дефектов и отремонтированных участков труби СДТ должна соответствовать фактическому расположению трубы или СДТ после укладки трубопровода в траншею.

98 Приложение П Расчет срока обследования дефектных труб в шурфах после внутритрубной дефектоскопии Приложение П Методика расчета срока обследования дефектных труб в шурфах после ВТД

1 Срок обследования труб с поверхностными дефектами рассчитывают по измеренным максимальной глубине и длине продольной проекции дефектов.
2 Связь расчетного давления разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта имеет вид






1
- п п п
п п
M
t
К
-
δ
t
К
-
δ
R
δ
σ
=
P
, (1) где Р
п
– расчетное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, МПа (кгс/см
2
); п – напряжение течения, вычисляемое по формуле










0,85 10
th
2
σ
σ
τ
K
K
1 2
σ
σ
σ
*
п
0,2
вр
3
вр
0,2
п







Р


, (2)

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
*
п
– безразмерная величина, характеризующая геометрические параметры дефектов, рассчитываемая по формуле
1
- п п п
*
п
M
t
К
-
δ
t
К
-
δ
Р

(3) экс + р – время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока, годы

99 экс – время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы р – рассчитываемый срок обследования дефектной трубы в шурфе, годы
К
п
– коэффициент, учитывающий конфигурацию дефектов, принимаемый равным максимальная глубина дефекта, мм
М
п
– коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины L
п



/2
L
1,32
+
1
=
M
2
п п (4) п – оценка полной длины продольной проекции дефекта п = L
изм
+ К
доп п, (5)
L
изм
– измеренная длина дефекта, мм п – порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм
К
доп
– коэффициент, определенный по статистическим данным о конфигурации дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице Н Таблица Н Отношение порога чувствительности прибора к максимальной глубине дефекта (t п max
) Значение коэффициента К
доп от 0 дон от 0,4 донн п max
– 0,4) свыше 0,5 0,25D
н
Если организация, выполняющая ВТД, по результатам дефектоскопии выдает полную длину дефектов, коэффициент К
доп принимают равным 0.
3 Срок обследования трубы с отдельным дефектом определяют по формулам при t эксп раб экс э
К
- t
t
τ
=
τ
, (6)

100 при t экс V
t t
max п
раб э
V
t
К
- t
=
τ
, (7) где экс – время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы
V
t
– скорость изменения глубины дефектов, определяемая по результатам двух или более пропусков снарядов-дефектоскопов, по результатам исследований, проведенных на рассматриваемом или аналогичных участках газопроводов, а при отсутствии указанных результатов – по таблице Н. Таблица Н Диаметр трубы, мм Срок эксплуатации газопровода, годы Значение V
tmin
, мм/год
1420 менее 10 0,6 10-25 экс) более 25 0,3 1220 и менее менее 10 0,5 10-25 экс) более 25 0,2 Примечание – скорость изменения глубины стресс-коррозионных дефектов принимают равной удвоенной величине скорости, определенной по таблице Н. раб – допустимая при рабочем давлении глубина прямоугольной аппроксимации дефекта
1
- п
раб пор р
пор раб пор р
пор раб
M
-
R
Р
К
К
δ
σ
1
-
R
Р
К
К
δ
σ
δ
=
t
,(8)
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 В – 1,5; категории I и II – 1,25; категории
*
Указанные значения порогового коэффициента могут быть использованы только для приведенной в настоящем приложении методики расчета.

101
III и IV – 1,1. 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 э
3
вр
0,2
пор








, (9)
Р
*
пор
– безразмерная величина, характеризующая геометрические параметры дефектов, рассчитываемая по формуле
1
- п
раб раб
*
пор
M
t
-
δ
Р)
4 Трубы с дефектами, имеющими глубину более 80 % от толщины стенки трубы, подлежат обязательной замене или ремонту независимо от длины дефектов.
5 Выражение для оценки остаточной прочности трубы с несколькими дефектами имеет вид






































c
N
1
=
n maxn дефn п пер дефn
N
1
=
n maxn дефn п пер дефn с
с
M
t
L
К
-
L
L
δ
t
L
К
-
L
L
δ
R
δ
σ
=
P
, (11) где Р
с
– расчетное давление разрушения трубы с несколькими дефектами, МПа (кгс/см
2
); с – напряжение течения, вычисляемое по формуле Р 2
σ
σ
σ
*
0,2
вр э
3
вр
0,2
С







с

, (12)

0,2
– нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см
2
);

вр
– временное сопротивление трубной стали, МПа (кгс/см
2
);

102 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
*
с
– безразмерная величина, характеризующая геометрические параметры дефектов, рассчитываемая по формуле c
N
1
=
n maxn дефn п пер дефn
N
1
=
n maxn дефn п пер дефn
*
с
M
t
L
К
-
L
L
δ
t
L
К
-
L
L
δ
Р





















,
(13)
L
дефn
– длина го дефекта, определенная по формуле (4), мм t
maxn
– максимальная глубина го дефекта, мм n – номер дефекта
N – число дефектов в дефектной области. пер – длина ой перемычки между дефектами, длина которых определена по формуле (5), мм m – номер перемычки между дефектами
M – число перемычек между дефектами, M = N – 1.
M
c
– коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины дефектной области
4Rδ
L
L
1,32 1
M
2
M
1
m пер дефn c













. (14)
6 Срок обследования в шурфах трубы с группой дефектов определяют по формуле с с
с.раб э
V
А
-
А
=
τ
, (15) где А
с.раб
– допустимая при рабочем давлении площадь проекции дефектной области- с
раб пор р
пор раб пор р
пор
N
1
=
n
M
1
m пер дефn с.раб
M
-
R
Р
К
К
δ
σ
1
-
R
Р
К
К
δ
σ
L
L
δ
=
А










, (16)

103 Ас – площадь потери металла на проекции дефектной области



N
1
n maxn дефn п К, (17) Ас – скорость изменения площади потери металла на проекции дефектной области при t с.max
/

экс
> V
t экс дефn с.max

τ
L
t
=
V


, (18) при t с.max
/

экс

V
t


N
1
n дефn с, (19) t
cmax
– максимальная глубина рассматриваемых дефектов.
7 При расчете срока обследования в шурфах трубы с несколькими близлежащими дефектами методом перебора выделяют из них группу последовательно расположенных дефектов, для которых расчетное разрушающее давление, определенное по формулам (11-
13), является минимальным. Полученное значение разрушающего давления сравнивают со значениями, рассчитанными по формулам (1-4) для каждого отдельного дефекта. Если разрушающее давление, определенное для группы дефектов, окажется ниже, чем давление, определенное для любого из отдельных дефектов, выполняют расчет срока обследования в шурфе трубы с найденной группы дефектов по формулам (15-19). В противном случае выполняют расчет для отдельного дефекта по формулам (6-10).
8 Для расчета сроков обследования дефектных труб в шурфах рекомендуется использовать электронный паспорт участка газопровода или программу ГАЗНАДЗОР-ОД-
СО. Руководство пользователя программой ГАЗНАДЗОР-ОД-СО приведено в Приложении Па пример использования этой программы – в Приложении П.

104 Приложение П Руководство пользователя программы ГАЗНАДЗОР-ОД-СО

1 Программа ГАЗНАДЗОР-ОД-СО (ООО «Газпром газнадзор» – Отдел по организации технического диагностирования (Отдел диагностики) – срок обследования) рассчитывает срок обследования в шурфах дефектных труб, выявленных по результатам ВТД.
2 Программа оформлена в виде файла so-r.xls Microsoft Excel 2003, для ее реализации на компьютере должна быть установлена русскоязычная версия этого табличного редактора.
3 Для расчета по программе необходимо выполнить следующие действия открыть файл so-r.xls; сохранить файл so-r.xls под другим именем ввести исходные данные выполнить расчет распечатать результаты расчета сохранить файл.
4 Файл so-r.xls открывают также, как и другие файлы Microsoft Excel 2003. Для этого необходимо выполнить одно из следующих действий найти и открыть файл so-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 so-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 область.
6 Исходные данные вводят на лист оценка.

6.1 Наименование трубопровода – в ячейку R2C7 вводят наименование трубопровода Обозначение дефектной области – в ячейку R3C7 вводят информацию, идентифицирующую дефектную область (километраж, пикетаж, номер трубы, номер дефекта 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 пе- ресекресек границу третьего столбца, т.к. при этом будет закрыт исходный текст. Если текстовая информация не вписывается в указанное ограничение, рекомендуется уменьшить размер шрифта

105 6.4 Толщина стенки трубы – в ячейку R5C7 вводят номинальную толщину стенки трубы в мм, принимаемую по техническим условиям на трубы.
6.5 Проектное давление – в ячейку R6C7 вводят проектное давление в кгс/см
2 6.6 Рабочее давление – в ячейку R7C7 вводят рабочее давление в кгс/см
2 6.7 Максимальное фактическое давление – в ячейку R8C7 вводят максимальное фактическое давление в кгс/см
2 6.8 Значение коэффициента К
пор
– в ячейку R9C7 вводят значение коэффициента
К
пор
, принимаемое в соответствии с п. 3 Приложения П.
6.9 Коэффициент, учитывающий риск эксплуатации Кр – в ячейку R10C7 вводят значение коэффициента Кр, принимаемое в соответствии с п. 3 Приложения П 6.9 Нормативный предел текучести металла трубы – в ячейку R11C7 вводят значение предела текучести по техническим условиям на трубы в кгс/мм
2 6.10 Временное сопротивление металла трубы – в ячейку R12C7 вводят значение временного сопротивления по техническим условиям на трубы в кгс/мм
2 6.11 Время эксплуатации трубы – в ячейку R13C7 вводят время эксплуатации трубы (в годах) с момента ввода газопровода в работу до момента проведения ВТД.
6.12 Скорость изменения глубины дефектов – в ячейку R14C7 вводят скорость изменения глубины дефектов в мм/год.
6.13 Порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа) – в ячейку R15C7 вводят порог чувствительности снаряда-дефектоскопа или другого прибора, которым производили измерения параметров дефектов, по техническому паспорту на прибор или поданным организации, проводившей обследование.
6.14 Тип дефектной области – в ячейку R16C7 вводят номер типа дефектной области дефектная область содержит стресс-коррозионные дефекты 2 – дефектная область содержит только другие дефекты.
6.15 Программа позволяет выполнить расчет для одного или нескольких (небо- лее 10) близлежащих дефектов. В третий и четвертый столбцы таблицы вводят соответственно измеренную длину и максимальную глубину дефектов в ячейки, расположенные в строках с номерами дефектов, обозначенными в первом столбце. Измеренное расстояние между дефектами вводят в пятый столбец в ячейки, расположенные в строках с номерами перемычек, обозначенными во втором столбце.
6.14 Текстовая информация в остальных ячейках листа оценка, не перечисленных в п, должна быть оставлена без изменения, а численные значения могут быть удалены или оставлены без изменения.

106 7 Расчет по программе выполняют после ввода всех исходных данных путем нажатия клавиш о. При этом раскладка клавиатуры должна быть переключена в английское положение «EN». Перед выполнением расчета рекомендуется сохранить файл с исходными данными.
8 В результате расчета по программе на листе оценка появятся следующие значения В шестой столбец таблицы в ячейки, расположенные в строках с номерами дефектов, выводится оценка полной длины дефектов, рассчитанная по формуле 5 Приложения П. При проведении расчета полагают, что длина дефектов увеличивается одинаково в обе его стороны. Если после увеличения измеренной длины двух или нескольких близлежащих дефектов между ними не остается перемычки, то их считают одним дефектом.
8.2 В седьмой столбец таблицы в ячейки, расположенные в строках с номерами перемычек, выводится длина перемычек, рассчитанная с учетом увеличения измеренной длины дефектов.
8.3 В ячейки R42C7 и R43C7 выводятся соответственно номера первого и последнего из взаимодействующих дефектов. Указанные номера соответствуют дефектам, имеющим полную длину, оценка которой дана в шестом столбце таблицы.
8.4 Срок обследования трубы в шурфе – выводится в ячейку R44C7 в годах.
9 После выполнения расчета файл сохраняют путем нажатия на кнопку с изображением дискеты.
10 Перед распечаткой в нижней части листа оценка вводят должность и фамилии лиц, ответственных за исходные данные и результаты расчета.
11 Распечатывают лист оценка. 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 Пример расчета, выполненного с использованием программы ГАЗНАДЗОР-ОД-
СО, приведен в Приложении П.

107 Приложение П Срок обследования дефектной трубы пример) Наименование трубопровода
Пример Обозначение дефектной области км 000, труба 00 Диаметр трубы, мм
1420 Толщина стенки трубы, мм
16,5 Проектное давление, кгс/см2 75 Рабочее давление, кгс/см2 75 Максимальное фактическое давление, кгс/см2 75 Значение коэффициента К
пор
1,1 Коэффициент, учитывающий риск эксплуатации Кр Нормативный предел текучести металла трубы, кгс/мм2 47 Временное сопротивление металла трубы, кгс/мм2 60 Время эксплуатации трубы, годы
20 Скорость изменения глубины дефектов, мм/год
0,4 Порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм
1 Тип дефектной области
2 Параметры дефектной области Номер дефекта Номер перемычки Измеренная длина дефекта, мм Максимальная глубина дефекта, мм Измеренная длина перемычки, мм Полная длина дефекта, мм Длина перемычки, мм
1 1500 5
1713 1
1000 787 2
500 5
713 2
300 87 3
200 6
413 3
250 37 4
150 6
613 4
50 5
200 6
5 6
6 7
7 8
8 9
9 10 Номера взаимодействующих дефектов первый дефект
3 последний дефект
4 Срок обследования дефектной трубы, годы

1   2   3   4   5   6   7   8


написать администратору сайта