Инструкция-по-оценке-дефектов-от-05.09.2013. Ii предисловие
 Скачать 1.55 Mb.
|
|
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 Rδ /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 Aс 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 |