герб

ГОСТы

флаг

ВРД 39-1.10-032-2001 Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности

Библиотека справочной литературы
ООО «Центр безопасности труда»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых
технологий - ВНИИГАЗ»
(ООО «ВНИИГАЗ»)

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО КЛАССИФИКАЦИИ СТРЕСС-
КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ ПО СТЕПЕНИ ИХ
ОПАСНОСТИ

ВРД 39-1.10-032-2001

РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» (ООО «ВНИИГАЗ»)

СОГЛАСОВАН Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России; Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром»; ООО «Газнадзор»

ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН Членом Правления ОАО «Газпром» Б.В. Будзуляком 8 мая 2001 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ОАО «Газпром» № 48 от 6 июля 2001 г. с 31 июля 2001 г.

ВВЕДЕН ВЗАМЕН «Инструкции по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности», утвержденной Членом Правления РАО «Газпром» 10 октября 1997 г.

ИЗДАН Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)

ВВЕДЕНИЕ

В последнее время на магистральных газопроводах больших диаметров среди аварий по причине коррозии возрастает доля стресс-коррозионных разрушений. Наиболее пораженные стресс-коррозией участки газопроводов обследуют внутритрубными снарядами-дефектоскопами и другими неразрушающими методами. По результатам обследования все обнаруженные дефекты необходимо классифицировать по степени их опасности для принятия обоснованных решений о замене, ремонте труб или организации наблюдения за обнаруженными дефектами в течение установленного срока.

Классификация стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности основана на расчете изменения остаточной прочности дефектных труб во времени с учетом принятой модели развития дефектов.

В 1997 году для труб диаметром 1420 мм была разработана «Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности», утвержденная РАО «Газпром» 10.10.97 г. Настоящая Инструкция вводится взамен нее и регламентирует оценку и классификацию стресс-коррозионных дефектов труб магистральных газопроводов всех диаметров. При разработке Инструкции дополнительно учтен опыт оценки опасности стресс-коррозионных дефектов труб диаметром 1420 мм, обнаруженных при пропуске снарядов-дефектоскопов «Ультраскан», «КОД-4М» и их последующей классификации по результатам обследования в шурфах локальными неразрушающими методами на предприятиях «Тюментрансгаз» и «Уралтрансгаз», классификации дефектов по результатам обследования в протяженных шурфах на предприятиях «Баштрансгаз», «Волготрансгаз» и «Севергазпром», а также использованы результаты расследования разрывов труб диаметром 1220 мм, произошедших при переиспытании газопровода Ухта - Торжок II предприятия «Севергазпром», и аварий газопроводов диаметром 1420 мм и 1220 мм предприятий «Сургутгазпром», «Волготрансгаз», «Севергазпром» и др.

Инструкцию разработали сотрудники ООО «ВНИИГАЗ» д.т.н. Тухбатуллин Ф.Г., д.т.н. Галиуллин З.Т., к.т.н. Карпов С.В., к.т.н. Королев М.И.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Цель инструкции - установить основные положения по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности для эксплуатации газопроводов.

1.2. Область применения инструкции - линейная часть магистральных газопроводов.

1.3. В инструкции стресс-коррозионным дефектом1 условно считают систему стресс-коррозионных трещин, образующих непрерывную проекцию на продольную образующую трубопровода. Дефектной областью - один или несколько близлежащих дефектов.

____________

1 Далее по тексту под термином «дефект» подразумевается стресс-коррозионный дефект.

1.4. Поиск стресс-коррозионных дефектов и определение их параметров осуществляют приборами неразрушающего контроля, позволяющими выявлять продольные трещины.

1.5. Для проведения расчетов при классификации стресс-коррозионных дефектов должны быть определены глубины проекции дефектной области на продольную ортогональную плоскость с минусовой погрешностью не более 1 мм и шагом не более 25 мм.

2. ОЦЕНКА ОПАСНОСТИ СТРЕСС-КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ

2.1. Оценку опасности стресс-коррозионных дефектов выполняют по измеренным максимальной глубине и длине продольной проекции дефектов.

2.2. Связь расчетного давления разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта имеет вид:

                                                                                      (2.1)

где Рп - расчетное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, МПа (кгс/см2);

σ - напряжение течения, принимаемое по таблице 2.1

Таблица 2.1

Время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока τσ , годы

Напряжение течения σ , МПа (кгс/см2)

менее 15

0,95(( σ 0,2 + σ вр )/2)

от 15 до 20

(0,95-0,04 ( τσ - 15)) ( σ 0,2 + σ вр )/2)

более 20

(0,75-0,003 ( τσ - 20)) ( σ 0,2 + σ вр )/2)

σ 0,2 - нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см2);

σ вр - нормативный предел прочности трубной стали, МПа (кгс/см2);

τ σ = τ экс + τ р время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока, годы;

τ экс - время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;

τ р - рассчитываемый срок (срок измерения параметров дефекта для его классификации, предварительный срок безопасной эксплуатации дефектной трубы, срок контрольного измерения параметров дефекта или срок безопасной эксплуатации дефектной трубы), годы;

δ - толщина стенки трубы, мм;

R = Dн/2 - δ - внутренний радиус трубы, мм;

Dн - наружный диаметр трубы, мм;

К п - коэффициент, учитывающий конфигурацию стресс-коррозионных дефектов, принимаемый равным 0,7;

t max - максимальная глубина стресс-коррозионного дефекта, мм;

М п - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины Lп

                                                                                               (2.2)

Lп - оценка полной длины продольной проекции стресс-коррозионного дефекта

L п = L изм + K доп t п ,                                                                                                         (2.3)

L изм - измеренная длина дефекта, мм;

t п - порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм;

K доп - коэффициент, определенный по статистическим данным о конфигурации стресс-коррозионных дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице 2.2

Таблица 2.2

Отношение порога чувствительности прибора к максимальной глубине дефекта ( t п / t max )

Значение коэффициента K доп

от 0 до 0,4

0,15 Dн

от 0,4 до 0,5

0,15 D н + D н ( t п / t max - 0,4)

свыше 0,5

0,25 Dн

2.3. Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с отдельным дефектом определяют по формулам:

при tmах/ τ экс > Vt min

                                                                                                     (2.4)

при tmах/ τ экс Vt min

                                                                                                    (2.5)

где τ экс - время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;

Vt min - скорость изменения глубины дефектов, принимаемая в расчете как минимальная скорость по таблице 2.3.

Таблица 2.3

Диаметр трубы, мм

Срок эксплуатации газопровода, годы

Значение Vt min , мм/год

1420

менее 10

0,6

10-25

0,6-0,02( τ экс - 10)

более 25

0,3

1220 и менее

менее 10

0,5

10-25

0,5-0,02( τ экс - 10)

более 25

0,2

t paб - допустимая при рабочем давлении глубина прямоугольной аппроксимации дефекта

                                                                                            (2.6)

Р раб - рабочее давление в газопроводе, МПа (кгс/см2);

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 III и IV-1,1.

2.4. Трубы с дефектами, имеющими глубину более 80 % от толщины стенки трубы, подлежат замене не зависимо от длины дефектов.

2.5 . Срок измерения параметров дефекта для его классификации определяют по формуле:

                                                                                                    (2.7)

где V tmin - максимальная скорость изменения глубины дефектов (мм/год), принимаемая равной

Vt min = Dн/1000.                                                                                                       (2.8)

2.6. Выражение для оценки остаточной прочности трубы с несколькими дефектами имеет вид:

                                           (2.9)

где Рс - расчетное давление разрушения трубы с несколькими дефектами, МПа (кгс/см2);

L деф п - длина n -го дефекта, определенная по формуле ( 2.3), мм;

t max n - максимальная глубина n -го дефекта, мм;

п - номер дефекта;

N - число дефектов в дефектной области.

Lnep m - длина m-ой перемычки между дефектами, длина которых определена по формуле ( 2.3), мм;

т - номер перемычки между дефектами;

М - число перемычек между дефектами, М = N - 1.

Мс - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины дефектной области

                                                                  (2.10)

2.7. Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с группой дефектов определяют по формуле:

                                                                                                       (2.11)

где Ас.раб - допустимая при рабочем давлении площадь проекции дефектной области

                                                 (2.12)

А с - площадь потери металла на проекции дефектной области

                                                                                              (2.13)

VAc - скорость изменения площади потери металла на проекции дефектной области

при tс.mах/ τ экс > Vt min

                                                                                                     (2.14)

при tс.mах / τ экс Vt min

                                                 (2.15)

tc.max - максимальная глубина рассматриваемых дефектов.

2.8. Срок измерения параметров дефектов для их последующей классификации определяют по формуле:

                                                                                                  (2.16)

3. КЛАССИФИКАЦИЯ СТРЕСС-КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ

3.1. Классификацию стресс-коррозионных дефектов выполняют по измеренной зависимости глубины дефектной области от продольной координаты на ее проекции на продольную ортогональную плоскость.

3.2. Связь расчетного давления разрушения с геометрическими параметрами дефектной области имеет вид:

                                                                                    (3.1)

где Рэ - расчетное давление разрушения трубы, МПа (кгс/мм2);

А э - площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области на продольную ортогональную плоскость, мм;

А0 э - первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы по длине эффективной части дефектной области, А0э = Lэ δ ;

М э - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для эффективной части дефектной области

                                                                                           (3.2)

L э - длина эффективной части дефектной области, мм;

3.3. Параметры эффективной части дефектной области определяют по измеренной зависимости ее глубины от продольной координаты. Проекцию дефектной области разбивают на участки, ограниченные точками измерения глубины. В пределах дефектной области может быть выделено конечное число К ее частей, каждая из которых образует непрерывную последовательность таких участков. В результате процедуры, заключающейся в расчете величины для всех возможных частей дефектной области, определяют эффективную часть, для которой выполняется соотношение

                                           (3.3)

где  - безразмерная величина, характеризующая влияние геометрических параметров к-ой части дефектной области на расчетное давление разрушения трубы;

А k - площадь рассматриваемой части дефектной области

                                                                                                            (3.4)

k - номер рассматриваемой части дефектной области, k = 1, 2, 3,…, К-1, К;

К - число возможных вариантов выделения части дефектной области;

n 1 n 2 - номера первого и последнего участков дефектной области в пределах рассматриваемой k -ой части дефектной области, n 1 = 1, 2, 3, ..., N , п2 = 1, 2, 3, ..., N ;

N - число участков разбиения продольной проекции дефектной области, N = I - 1;

I - число точек измерения глубины дефектной области;

Lj – длина j -го участка дефектной области, j = n 1 n 2 + 1, ..., n 2 - 1, n 2 ;

Lj = xi+1 - xi                                                                                                              (3.5)

х i - продольная координата i точки измерения глубины дефектной области;

tj = (ti+1 + ti)/2,                                                                                                         (3.6)

t i - значение глубины дефектной области в i-ой точке измерения;

А0 k - первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы по длине рассматриваемой k -ой части дефектной области

                                                      (3.7)

М k - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины рассматриваемой части дефектной области.

3.4. При расчете срока эксплуатации дефектной трубы считают, что труба находится в безопасном состоянии, если может выдержать установленное для рассматриваемого участка газопровода пороговое давление Рпор = Кпор Pраб. Для этого случая площадь проекции эффективной части дефектной области на продольную ортогональную плоскость определяют по формуле:

                                                                                 (3.8)

3.5. Скорость изменения площади потери металла на проекции эффективной части дефектной области длиной L э принимают равной:

при tэ.mах/ τ экс > Vt min

                                                      (3.9)

при tэ.mах / τ экс Vt min

VA = Vt min L э                                                                                                              (3.10)

где tэ.mах - максимальная глубина стресс-коррозионных трещин в пределах эффективной части дефектной области, мм.

3.6. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы определяют по формуле:

                                                                                                       (3.11)

3.7. Для определения фактической скорости изменения площади потери металла на отдельные дефекты устанавливают закладные датчики. По показаниям датчиков определяют скорость роста дефекта, динамику ее изменения и прогнозируют скорость дальнейшего роста дефекта. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы после снятия данных с закладного датчика определяют по формуле

                                                                                                    (3.12)

где Аэ.раб.к - площадь проекции эффективной части дефектной области, критической при давлении Рпор, определенная по последним данным о параметрах дефектной области, снятых с закладного датчика, мм2;

Аэ.к - площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области на продольную ортогональную плоскость, определенная по последним данным о параметрах дефектной области, снятых с закладного датчика, мм2;

VA п - прогнозируемая скорость изменения площади потери металла на проекции эффективной части дефектной области длиной L э , мм2/год.

3.8. Срок контрольного замера параметров дефектной области при отсутствии на ней закладного датчика определяют по формуле

                                                                                                            (3.13)

3.9. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы после контрольного измерения параметров дефектной области определяют по формуле

                                                                                              (3.14)

где Аэ.раб.к - площадь проекции эффективной части дефектной области, критической при давлении Рпор, определенная по результатам контрольного измерения параметров дефектной области, мм2;

Аэ.к и Lэ.к - площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области на продольную ортогональную плоскость и длина эффективной части дефектной области, определенные по результатам контрольного измерения параметров дефектной области, мм2;

Δ t max к - максимальное приращение глубины дефектной области за период времени между измерениями параметров дефектной области, мм.

3.10. Срок второго и последующих контрольных измерений параметров дефектов принимают равным 0,8 от соответствующих сроков безопасной эксплуатации дефектной трубы, рассчитанных по формуле ( 3.14).

4. ПОРЯДОК КЛАССИФИКАЦИИ ДЕФЕКТОВ ПО СТЕПЕНИ ИХ ОПАСНОСТИ

4.1. По результатам пропуска внутритрубного снаряда-дефектоскопа определяют длину и максимальную глубину стресс-коррозионных дефектов. При интерпретации измерений принимают наибольшие из возможных значений глубин с учетом погрешности измерений.

4.2 По формулам ( 2.4) или ( 2.5) с учетом выражений ( 2.2) и ( 2.6) оценивают предварительный срок безопасной эксплуатации труб с отдельными дефектами, а по формуле ( 2.7) определяют срок измерения параметров дефекта локальными неразрушающими методами. Срок измерения параметров дефекта исчисляется с момента пропуска снаряда-дефектоскопа.

4.3. При оценке опасности нескольких близлежащих дефектов методом перебора выделяют из них группу последовательно расположенных дефектов, для которых расчетное разрушающее давление, определенное по формулам ( 2.9) и ( 2.10), является минимальным. Полученное значение разрушающего давления сравнивают со значениями, рассчитанными по формулам ( 2.1) и ( 2.2) для каждого отдельного дефекта. Если разрушающее давление, определенное для группы дефектов, окажется ниже, чем давление, определенное для любого из отдельных дефектов, выполняют оценку опасности найденной группы дефектов по формулам ( 2.11- 2.16). В противном случае выполняют оценку опасности отдельного дефекта по формулам ( 2.4- 2.8).

4.4. В пределах срока измерения параметров дефектов, определенного по п.2.5 или 2.8, дефектную трубу вскрывают, измеряют параметры дефектов и по полученным данным выполняют классификацию стресс-коррозионных дефектов по степени опасности.

4.5. Продольное сечение стенки дефектной трубы разбивают на участки длиной Ij , границы которых совпадают с проекциями точек измерений глубины дефектной области, и находят среднюю глубину дефектной области tj и площадь потери металла а j для каждого участка.

4.6. Параметры Аэ и L э определяют с использованием формул ( 3.3), ( 3.4) и ( 3.7) по измеренным размерам стресс-коррозионных трещин по процедуре, описанной в п.3.3.

4.7. По формуле ( 3.8) с учетом выражения ( 3.2) определяют допустимую при рабочем давлении площадь проекции эффективной части дефектной области длиной L э .

4.8. По формуле ( 3.11) с учетом выражения ( 3.9) или ( 3.10) вычисляют срок безопасной эксплуатации дефектной трубы.

4.9. По формуле ( 3.13) определяют срок контрольного измерения параметров дефектной области.

4.10. Принимают решение о замене или дальнейшей эксплуатации дефектной трубы. Дефекты трубы, оставляемой в газопроводе, как правило, устраняют контролируемой шлифовкой. Если устранить дефекты не представляется возможным, рекомендуется устанавливать закладные датчики для контроля их развития.

4.11. В случае установки закладного датчика периодически определяют срок безопасной эксплуатации дефектной трубы по формуле ( 3.12).

4.12. В случае если закладной датчик на дефекты не устанавливают, по истечении срока контрольного замера параметров дефектной области трубу вскрывают, выполняют контрольный замер и по формуле ( 3.14 ) определяют срок безопасной эксплуатации дефектной трубы.

4.13. Срок следующего контрольного замера параметров дефектной области определяют в соответствии с п.3.10.

4.14. Оценка и классификация стресс-коррозионных дефектов может быть выполнена с использованием специализированной компьютерной программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД. При использовании этой программы дефекты оценивают и классифицируют в последовательности, определяемой руководством пользователя программы.

Приложение 1.

РУКОВОДСТВО ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ ПРОГРАММЫ ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД

1. Программа ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД (Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - лаборатория испытаний и обеспечения надежности эксплуатации газопроводов - оценка и классификация стресс-коррозионных дефектов) включает две подпрограммы: ОЦЕНКА и КЛАССИФИКАЦИЯ. Расчеты по указанным подпрограммам выполняют независимо друг от друга.

2. Подпрограмма ОЦЕНКА рассчитывает:

предварительный срок безопасной эксплуатации дефектной трубы; срок измерения параметров дефектов для их последующей классификации.

Подпрограмма КЛАССИФИКАЦИЯ рассчитывает:

срок безопасной эксплуатации дефектной трубы;

срок контрольного измерения параметров дефектов.

3. Программа оформлена в виде двух файлов oskd-r.xls (подпрограмма ОЦЕНКА) и kskd-r.xls (подпрограмма КЛАССИФИКАЦИЯ) Microsoft Excel 97, для ее реализации на компьютере должна быть установлена русскоязычная версия этого табличного редактора.

4. Для расчета по программе необходимо выполнить следующие действия:

открыть файл oskd-r.xls или kskd-r.xls;

сохранить файл oskd-r.xls или kskd-r.xls под другим именем;

ввести исходные данные;

выполнить расчет;

распечатать результаты расчета;

сохранить файл.

5. Файлы oskd-r.xls и kskd-r.xls открывают так же, как и другие файлы Microsoft Excel 97. Для этого необходимо выполнить одно из следующих действий:

найти и открыть файл oskd-r.xls или kskd-r.xls двойным нажатием по нему мыши с одновременным запуском редактора Microsoft Excel 97;

открыть редактор Microsoft Excel 97, а затем через меню Файл - Открыть найти и открыть файл oskd-r.xls или kskd-r.xls двойным нажатием по нему мыши.

6. Сохранение файла под другим выполняют через меню Файл - Сохранить как. Новое имя файла должно идентифицировать рассматриваемую дефектную область.

7. Исходные данные для подпрограммы ОЦЕНКА вводят на лист оценка.

7.1. Наименование трубопровода - в ячейку R2C7 вводят наименование трубопровода2.

_____________

2 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 третьего столбца, т.к. при этом будет закрыт исходный текст. Если текстовая информация не вписывается в указанное ограничение, рекомендуется уменьшить размер шрифта.

7.2. Обозначение дефектной области - в ячейку R3C7 вводят информацию, идентифицирующую дефектную область (километраж, пикетаж, номер трубы, номер дефекта и т.п.).

7.3. Диаметр трубы - в ячейку R4C7 вводят наружный диаметр трубы в мм.

7.4. Толщина стенки трубы - в ячейку R5C7 вводят номинальную толщину стенки трубы в мм, принимаемую по техническим условиям на трубы.

7.5. Рабочее давление - в ячейку R6C7 вводят рабочее давление в кгс/см2.

7.6. Значение коэффициента Кпор - в ячейку R7C7 вводят значение коэффициента Кпор, принимаемое в соответствии с п.2.3 настоящей Инструкции.

7.7. Нормативный предел текучести металла трубы - в ячейку R8C7 вводят значение предела текучести по техническим условиям на трубы в кгс/мм2.

7.8. Нормативный предел прочности металла трубы - в ячейку R9C7 вводят значение предела прочности по техническим условиям на трубы в кгс/мм2.

7.9. Время эксплуатации трубы - в ячейку R10C7 вводят время эксплуатации трубы (в годах) с момента ввода газопровода в работу до момента обследования.

7.10. Порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа) - в ячейку R11C7 вводят порог чувствительности снаряда-дефектоскопа или другого прибора, которым производили измерения параметров дефектов, по техническому паспорту на прибор или по данным организации, проводившей обследование.

7.11. Подпрограмма ОЦЕНКА позволяет выполнить расчет для одного или нескольких (не более 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.

7.12. Текстовая информация в остальных ячейках листа оценка, не перечисленных в п.7.1- 7.11, должна быть оставлена без изменения, а численные значения могут быть удалены или оставлены без изменения.

8. Расчет по подпрограмме ОЦЕНКА выполняют после ввода всех исходных данных путем нажатия клавиш Ctrl-O.

9. В результате расчета по подпрограмме ОЦЕНКА на листе оценка появятся следующие значения.

9.1. В шестой столбец таблицы в ячейки, расположенные в строках с номерами дефектов, выводится оценка полной длины дефектов, рассчитанная по формуле ( 2.3) настоящей Инструкции. 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.

9.2. В седьмой столбец таблицы в ячейки, расположенные в строках с номерами перемычек, выводится длина перемычек, рассчитанная с учетом увеличения измеренной длины дефектов.

9.3. В ячейки R37C7 и R38C7 выводятся соответственно номера первого и последнего из взаимодействующих дефектов. Указанные номера соответствуют дефектам, имеющим полную длину, оценка которой дана в шестом столбце таблицы.

9.4. Предварительной срок безопасной эксплуатации трубы - выводится в ячейку R39C7 в годах.

9.5. Срок измерения параметров дефектов - выводится в ячейку R40C7 в годах.

10. После выполнения расчета файл сохраняют путем нажатия на кнопку с изображением дискеты.

11. Перед распечаткой в нижней части листа оценка вводят должность и фамилии лиц, ответственных за исходные данные и результаты расчета.

12. Распечатывают лист оценка. Для распечатки листа его надо выделить, нажав мышью на ярлык листа, а затем нажать кнопку с изображением принтера.

13 .После распечатки файл сохраняют путем нажатия на кнопку с изображением дискеты.

14. Исходные данные для подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ вводят на лист классификация.

14.1. Наименование трубопровода - в ячейку R2C5 вводят наименование трубопровода.

14.2. Обозначение дефектной области - в ячейку R3C5 вводят информацию, идентифицирующую дефектную область (километраж, пикетаж, номер трубы, номер дефекта и т.п.).

14.3. Диаметр трубы - в ячейку R4C5 вводят наружный диаметр трубы в мм.

14.4. Толщина стенки трубы - в ячейку R5C5 вводят измеренную толщину стенки трубы. Толщину стенки трубы принимают равной меньшему значению по результатам трех измерений на бездефектных участках трубы вблизи дефектной области. При интерпретации результатов каждого измерения принимают наименьшее значение толщины стенки трубы с учетом погрешности прибора (толщиномера).

14.5. Рабочее давление - в ячейку R6C5 вводят рабочее давление в кгс/см2.

14.6. Значение коэффициента Кпор - в ячейку R7C5 вводят значение коэффициента Кпор, принимаемое в соответствии с п.2.3 настоящей Инструкции.

14.7. Нормативный предел текучести металла трубы - в ячейку R8C5 вводят значение предела текучести по техническим условиям на трубы в кгс/мм2.

14.8. Нормативный предел прочности металла трубы - в ячейку R9C5 вводят значение предела прочности по техническим условиям на трубы в кгс/мм2.

14.9. Время эксплуатации трубы - в ячейку R10C5 вводят время эксплуатации трубы (в годах) с момента ввода газопровода в работу до момента обследования.

14.10. Минусовая погрешность прибора - в ячейку R11C5 вводят минусовую погрешность прибора, которым измерялись параметры стресс-коррозионных дефектов, т.е. величину, на которую показания прибора могут быть занижены по сравнению с действительной глубиной стресс-коррозионных трещин.

14.11. В первый, второй и третий столбцы начиная с 21 строки вводят соответственно продольную координату, проекцию глубины стресс-коррозионных трещин и проекцию глубины общей коррозии. Глубину стресс-коррозионных трещин и общей коррозии 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 стресс-коррозионных трещин и общей коррозии по результатам измерений в каждом кольцевом сечении. При этом допускается введение не более 1000 значений.

14.12. Измеренная максимальная скорость роста дефекта - в ячейку R17C5 вводят скорость роста дефекта в мм/год, определенную по результатам контрольного измерения параметров дефекта как отношение максимального приращения глубины дефекта или группы взаимодействующих дефектов к промежутку времени, прошедшего с момента первого измерения параметров дефекта до контрольного измерения его параметров. Измеренная максимальная скорость роста дефекта может быть также определена по результатам анализа показаний закладного датчика. Если измерение параметров дефектов выполняется впервые, ячейка R17C5 должна быть свободна.

14.13. Текстовая информация в остальных ячейках листа классификация, не перечисленных в п.п. 14.1- 14.12, должна быть оставлена без изменения, а численные значения могут быть удалены или оставлены без изменения.

15. Расчет по подпрограмме КЛАССИФИКАЦИЯ выполняют после ввода всех исходных данных путем нажатия клавиш Ctrl-К.

16. В результате расчета на листе классификация появятся следующие значения.

16.1. Максимальная глубина дефекта в пределах эффективной части - выводится в ячейку R12C5 в мм с учетом глубины общей коррозии и минусовой погрешности прибора при измерении глубины стресс-коррозионных трещин.

16.2. Длина эффективной части дефектной области - выводится в ячейку R13C5 в мм.

16.3. Площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области - выводится в ячейку R14C5 в мм2.

16.4. Расчетная глубина дефектов выводится в четвертый столбец таблицы начиная с 21 строки как сумма глубины стресс-коррозионных трещин, общей коррозии и минусовой погрешности прибора.

16.5. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы - выводится в ячейку R15С5 в годах.

16.6. Срок контрольного измерения параметров дефектов - выводится в ячейку R16C5 в годах.

16.7. Указанные в п.п. 16.5, 16.6 сроки вычисляются для рассматриваемой дефектной области. Если на трубе имеются другие дефектные области, то для получения срока безопасной эксплуатации дефектной трубы и срока контрольного измерения параметров дефектов необходимо выполнить расчет для всех областей и принять меньшие значения.

17. После выполнения расчета файл сохраняют.

18. Перед распечаткой под таблицей на листе классификация вводят должность и фамилии лиц, ответственных за исходные данные и результаты расчета и проведение измерений параметров дефектов.

19. Копии файлов программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД с исходными данными и результатами расчетов направляют во ВНИИГАЗ для включения в базу данных и авторского надзора за правильностью использования программы3.

________________

3 ВНИИГАЗ не несет ответственность за правильность расчетов по программе ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД, если копии файлов не направлены во ВНИИГАЗ в течение месячного срока после выполнения расчетов.

20. Примеры расчетов, выполненных с использованием программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД, приведены в Приложении 2.

Приложение 2.

ПРИМЕРЫ ОЦЕНКИ И КЛАССИФИКАЦИИ ДЕФЕКТОВ

При пропуске внутритрубного снаряда-дефектоскопа Ультраскан-СД обнаружена дефектная область длиной 591 мм и глубиной 4,0-6,4 мм (25-40 % от средней толщины стенки 16 мм).

С использованием подпрограммы ОЦЕНКА программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД выполняют оценку опасности дефекта. Распечатка листа оценка приведена на рис. 1. Из результатов расчета видно, что дефект должен быть вскрыт для детального измерения его параметров в течение 0,97 года. При этом в дефектной трубе рабочее давление не должно превышать 70 кгс/см2, что соответствует 75 кгс/см2 на выходе КС при нормальном режиме эксплуатации газопровода.

При вскрытии газопровода через 3 месяца на трубе был обнаружен дефект длиной 706 мм и максимальной глубиной 3,4 мм. Параметры дефекта измеряют и записывают в память компьютера при помощи вихретокового компьютеризированного дефектоскопа ВД-89НМ.

С использованием подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД выполняют классификацию дефекта. Распечатка листа классификация приведена на рис. 2, а листа рис на рис. 3. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы составляет 5,66 года, а срок контрольного измерения параметров дефекта - 3,16 года.

При повторном вскрытии газопровода через 2,5 года контрольное измерение параметров дефекта показало, что его длина и максимальная глубина практически не изменились. При этом максимальное приращение глубины дефекта составило 1,95 мм и было зарегистрировано на участке с первоначальной глубиной трещин около 1 мм. Указанное приращение соответствует скорости 0,78 мм/год, которую следует ввести в ячейку R17C5 на лист классификация подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ. Распечатка этого листа после проведения расчета приведена на рис. 4, а листа рис на рис. 5. Уточненный срок безопасной эксплуатации дефектной трубы составляет 3,67 года, срок контрольного измерения параметров дефекта - 2,94 года.

Оценка опасности дефектов

Наименование трубопровода

Уренгой-Центр 1

Обозначение дефектной области км

(38032,1 м), труба 3502 дефект Н05570

Диаметр трубы, мм

1420

Толщина стенки трубы, мм

15,7

Рабочее давление, кгс/см2

70

Значение коэффициента Кпор

1,1

Нормативный предел текучести металла трубы, кгс/мм2

45

Нормативный предел текучести металла трубы, кгс/мм2

60

Время эксплуатации трубы, годы

11,25

Порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм

1

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

591

6,4

804

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

Номера взаимодействующих дефектов:

первый дефект 1

последний дефект 1

Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы, годы 2,41

Срок измерения параметров дефекта(ов) для классификации, годы 0,97

Руководитель группы ЦПТЛ                                                                               И.И. Иванов

Дефектоскопист                                                                                                    П.П. Петров

Рис. 1. Распечатка листа оценка подпрограммы ОЦЕНКА.

Классификация дефектов по степени их опасности

Наименование трубопровода

Уренгой-Центр1

Обозначение дефектной области

1286 (38032,1 м), труба 3502 дефект Н05570

Диаметр трубы, мм

1420

Толщина стенки трубы, мм

15,7

Рабочее давление, кгс/см2

70

Значение коэффициента Кпор

1,1

Нормативный предел текучести металла трубы, кгс/мм2

45

Время эксплуатации трубы, годы

11,5

Минусовая погрешность прибора, мм

0,5

Максимальная глубина дефекта в пределах эффективной части, мм

3,9

Длина эффективной части дефектной области, мм

490

Площадь потери металла на проекции эффективной части, мм2

816

Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы, годы

5,66

Срок контрольного измерения параметров дефекта(ов), годы

3,16

Измеренная максимальная скорость роста дефекта, мм/год

Геометрические параметры дефектов:

Продольная координата, мм

Измеренная глубина трещин, мм

Глубина общей коррозии, мм

Расчетная глубина, мм

0

0,0

0,0

0,0

14

0,1

0,0

0,6

29

0,1

0,0

0,6

43

0,1

0,0

0,6

58

0,1

0,0

0,6

72

0,2

0,0

0,7

86

0,4

0,0

0,9

101

0,4

0,0

0,9

115

0,3

0,0

0,8

130

0,3

0,0

0,8

144

0,3

0,0

0,8

158

0,5

0,0

1,0

173

0,6

0,0

1,1

187

0,8

0,0

1,3

202

0,7

0,0

1,2

216

0,8

0,0

1,3

230

1,0

0,0

1,5

245

0,9

0,0

1,4

259

0,9

0,0

1,4

274

0,9

0,0

1,4

288

1,0

0,0

1,5

302

1,1

0,0

1,6

317

1,3

0,0

1,8

331

1,0

0,0

1,5

346

1,4

0,0

1,9

360

3,4

0,0

3,9

374

1,9

0,0

2,4

389

2,3

0,0

2,8

403

1,5

0,0

2,0

418

1,0

0,0

1,5

432

1,1

0,0

1,6

446

1,0

0,0

1,5

461

1,1

0,0

1,6

475

0,9

0,0

1,4

490

0,9

0,0

1,4

504

0,9

0,0

1,4

518

0,9

0,0

1,4

533

1,0

0,0

1,5

547

1,0

0,0

1,5

562

0,9

0,0

1,4

576

1,0

0,0

1,5

590

2,8

0,0

3,3

605

1,0

0,0

1,5

619

1,1

0,0

1,6

634

1,0

0,0

1,5

648

0,6

0,0

1,1

662

0,1

0,0

0,6

677

0,1

0,0

0,6

691

0,0

0,0

0,5

706

0,0

0,0

0,0

Руководитель группы ЦПТЛ                                                                               И.И. Иванов

Дефектоскопист                                                                                                    П.П. Петров

Рис. 2. Распечатка листа классификация подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ.

Продольная координата, мм

─◦─ Огибающая дефекта(ов)

── Внешняя поверхность стенки трубы

── Внутренняя поверхность стенки трубы

- - - Аппроксимация дефекта(ов)

Рис. 3 Распечатка листа рис подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ

Классификация дефектов по степени их опасности

Наименование трубопровода

Уренгой-Центр 1

Обозначение дефектной области

км 1286 (38032,1 м), труба 3502 дефект Н05570

Диаметр трубы, мм

1420

Толщина стенки трубы, мм

15,7

Рабочее давление, кгс/см2

70

Значение коэффициента Кпор

1,1

Нормативный предел текучести металла трубы, кгс/мм2

45

Время эксплуатации трубы, годы

14

Минусовая погрешность прибора, мм

0,5

Максимальная глубина дефекта в пределах эффективной части, мм

4,0

Длина эффективной части дефектной области, мм

400

Площадь потери металла на проекции эффективной части, мм2

979

Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы, годы

3,67

Срок контрольного измерения параметров дефекта(ов), годы

2,94

Измеренная максимальная скорость роста дефекта, мм/год

0,78

Геометрические параметры дефектов:

Продольная координата, мм

Измеренная глубина трещин, мм

Глубина общей коррозии, мм

Расчетная глубина, мм

0

0,0

0,0

0,0

10

0,8

0,0

1,3

20

0,9

0,0

1,4

30

0,6

0,0

1,1

40

0,2

0,0

0,7

50

0,3

0,0

0,8

60

0,2

0,0

0,7

70

0,3

0,0

0,8

80

0,2

0,0

0,7

90

0,2

0,0

0,7

100

0,2

0,0

0,7

110

0,1

0,0

0,6

120

0,1

0,0

0,6

130

0,2

0,0

0,7

140

0,4

0,0

0,9

150

0,4

0,0

0,9

160

0,6

0,0

1,1

170

0,7

0,0

1,2

180

0,7

0,0

1,2

190

0,5

0,0

1,0

200

0,6

0,0

1,1

210

0,8

0,0

1,3

220

0,9

0,0

1,4

230

0,8

0,0

1,3

240

0,5

0,0

1,0

250

0,7

0,0

1,2

260

0,6

0,0

1.1

270

1,3

0,0

1,8

280

1,2

0,0

1,7

290

1,2

0,0

1.7

300

1,1

0,0

1.6

310

1,0

0,0

1,5

320

0,8

0.0

1,3

330

1,4

0,0

1,9

340

1,4

0,0

1,9

350

2,7

0,0

3,2

360

3,1

0,0

3,6

370

3,5

0,0

4,0

380

2,1

0,0

2,6

390

2,4

0,0

2,9

400

2,8

0,0

3,3

410

1,4

0,0

1.9

420

1,0

0,0

1,5

430

1,0

0,0

1,5

440

1,2

0,0

1,7

450

1,6

0,0

2,1

460

1,4

0,0

1,9

470

1,6

0,0

2,1

480

2,5

0,0

3,0

490

2,4

0,0

2,9

500

2,4

0,0

2,9

510

2,5

0,0

3,0

520

2,9

0,0

3,4

530

2,5

0,0

3,0

540

2,9

0,0

3,4

550

2,4

0,0

2,9

560

1,4

0,0

1,9

570

1,1

0,0

1,6

580

2,0

0,0

2,5

590

2,6

0,0

3,1

600

2,7

0,0

3,2

610

2,6

0,0

3,1

620

2,8

0.0

3,3

630

2,7

0,0

3,2

640

2,3

0,0

2,8

650

1,9

0,0

2,4

660

1,0

0,0

1,5

670

0,4

0,0

0,9

680

0,1

0,0

0,6

690

0,0

0,0

0,5

706

0,0

0,0

0,0

Руководитель группы ЦПТЛ                                                                                    И.И. Иванов

Дефектоскопист                                                                                                         П.П. Петров

Рис. 4. Распечатка листа классификация подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ.

Продольная координата, мм

─◦─ Огибающая дефекта(ов)

── Внешняя поверхность стенки трубы

── Внутренняя поверхность стенки трубы

- - - Аппроксимация дефекта(ов)

Рис. 5 Распечатка листа рис подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ

Текст документа соответствует источнику.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. ОЦЕНКА ОПАСНОСТИ СТРЕСС-КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ

3. КЛАССИФИКАЦИЯ СТРЕСС-КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ

4. ПОРЯДОК КЛАССИФИКАЦИИ ДЕФЕКТОВ ПО СТЕПЕНИ ИХ ОПАСНОСТИ

Приложение 1. РУКОВОДСТВО ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ ПРОГРАММЫ ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД

Приложение 2.ПРИМЕРЫ ОЦЕНКИ И КЛАССИФИКАЦИИ ДЕФЕКТОВ

Еще документы скачать бесплатно

Интересное

Армирование Винт гост Гост 19034 82 Коэффициент разрыхления грунта Максимальная масса транспортного средства Наружные пожарные лестницы требования Нормы пробега шин Отсос Плиты покрытия размеры Размеры транспортерных лент для желобчатых Конвейеров Схема вентиляции Таблица подшипников Технологический регламент Требования к пожарным шкафам Ударный ток