Е. А. Богданов Основы технической
жүктеу/скачать 6.94 Mb.
|
| Рис. 13.13. Порядок диагностированияподземных газопроводов
проверка состояния изоляции (в том числе наличия сквозных повреждений) производится во всех местах, доступных для визуального контроля; на засыпанных участках газопровода — проверка сплошности изоляционного покрытия с помощью специальных приборов (АНПИ, КАОДИ, С-Scап и др.); • выявление участков газопровода с аномалиями металла труб с помощью приборов, позволяющих дистанционно установить местакоррозийных или иных повреждений труб, а также участки газопровода с местным повышением напряжений.Выявление таких участков производится методом бесконтактной магнитометрической диагностики (БМД) с помощью индикатора дефектов и напряженийn(ИДН) или иного прибора, разрешенного для применения. Исследуемый параметр при этом — напряженность собственного магнитного поля газопровода и ее изменения регистрирующий блок ИДН состоит из двух соосно расположенных феррозондовых датчиков n магнитного поля; • определение коррозийной активности грунта и наличия блуждающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиямипо этому показателю. По полученным результатам диагностирования без вскрытия грунта составляется акт и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе, устраиваемом в период строительства. Если на действующем газопроводе базовый шурф отсутствует, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждающим наличие мест аномалий, является всплеск параметров магнитного поля более чем на 20 % по сравнению с фоновым значением). Помимо базового при необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов. Основными критериями такой необходимости являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции с показаниями определения аномалий металла, результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности фунта, наличие блуждающих токов. Программа шурфового диагностирования включает: определение толщины и внешнего вида изоляционного покрытия (расположение и размеры сквозных повреждений, наличие трещин, бугристость и др.), механической прочности, адгезии (прилипаемости) изоляционного покрытия к металлу трубы, величины переходного электрического сопротивления; определение величины коррозийных повреждений трубы, наличие вмятин, рисок и т.п., контроль наружного диаметра и толщины стенки при наличии коррозийных повреждений; • определение вида и размеров дефектов в сварных швах, если попали в зону шурфа и при осмотре обнаружены их отклонениях требований нормативных документов; определение коррозийной активности грунта и наличия блуждающих токов; определение фактических значений временного сопротивления бв.ф и предела текучести бтф при толщине стенки 5 мм; более 5 мм — определение ударной вязкости КСГ металла, параметров напряженно-деформированного состояния в кольцевом сечении. Оценку технического состояния газопровода проводят путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с предельно допустимыми значениями соответствующих определяющих параметров. При достижении предельного состояния принимают решение о ремонте газопровода или его демонтаже. При наличии запаса производят оценку остаточного ресурса по следующим определяющим параметрам: переходному сопротивлению изоляционного покрытия; изменению пластичности металла труб в результате старения; изменению ударной вязкости (трещиностойкости) в результате старения; величине напряженно-деформированного состояния при действии фронтальной (общей) коррозии металла; • величине язвенной (питтинговой) коррозии металла. Остаточный срок службы принимается наименьшим из рассчитанных по определяющим параметрам. Трубопроводная арматура магистральных и промысловых газонефтепроводов относится к классу ремонтируемых, восстанавливаемых изделий с регламентируемой дисциплиной восстановления и назначенным ресурсом. Назначенный (средний) ресурс измеряется в часах и циклах «открыто—закрыто» с четко выраженным циклическим характером работы (запорная арматура: задвижки, клапаны, краны; защитная и предохранительная арматура: клапаны предохранительные, затворы и клапаны обратные и др.). Для арматуры, не имеющей четко выраженного циклического характера работы (регулирующая арматура), назначенный (средний) ресурс приводится в часах. В пределах установленных значений назначенных показателей должно быть обеспечено полное соответствие показателей безотказности арматуры требованиям и критериям, оговоренным в конструкторской и нормативно-технической документации. Обследование технического состояния арматуры, находящейся в эксплуатации, производится индивидуально для каждой единицы арматуры по программе работ и включает следующие процедуры: визуальный и измерительный контроль; испытания на работоспособность. В случае необходимости, с учетом результатов визуального и измерительного контроля и испытания на работоспособность, осуществляется также: • разборка и ревизия внутренних полостей арматуры с дефектацией отдельных сборочных единиц и деталей; замер толщины стенок патрубков и корпусных деталей арматуры; контроль неразрушающими методами; контроль образцов материалов разрушающими методами или косвенная оценка механических характеристик материала по результатам контроля твердости; дополнительные испытания арматуры или ее отдельных комплектующих элементов, узлов и деталей; контроль приводных узлов. Испытания на работоспособность включают: испытания изделия на плотность корпусных деталей; испытания на герметичность сальниковых и прокладочных уплотнений по отношению к внешней среде; испытания на герметичность в затворе (для запорной, предохранительной, обратной арматуры) в соответствии с паспортом на арматуру; проверку функционирования (совершение 2-3 циклов). Испытания проводят, как правило, без демонтажа изделия, непосредственно на месте его установки. Работы по оценке технического состояния арматуры, связанные с необходимостью разборки или демонтажа изделия с места установки, проводят в момент плановой остановки трубопровода на планово-предупредительный, средний или капитальный ремонт. При проведении визуального и измерительного контроля осматриваются как наружные, так и внутренние поверхности корпусных деталей, а также те детали, сборочные единицы и места, где вероятнее всего максимальный износ и возможны механические повреждения или усталостные явления, в том числе: застойные зоны, места скопления влаги и коррозийных продуктов, места изменения направления потоков, сварные швы и околошовные зоны (наличие подрезов, непроваров, свищей), зоны входных и выходных патрубков, резьбы втулок, штоков и маховиков (износ витков, сколы резьбы), хвостовики штоков и проушины дисков (клиньев) у задвижек, зоны уплотнения штоков (коробки сальников), уплотнительные поверхности узла затвора (седел, дисков, клиньев, золотников, плунжеров и т.д.) на наличие раковин, трещин, следов эрозии, коррозии, кавитационного износа; крепежные и соединительные детали арматуры (шпильки, болты, гайки), прокладки и поверхности уплотнения в местах сочленения сборочных единиц арматуры, внутренние поверхности корпусных деталей, подверженные кавитации, коррозии или эрозии; места возможной концентрации механических напряжений. Проверяются размеры изнашиваемых деталей и зазоры между подвижными сопрягаемыми деталями. Измеряются также толщины стенок патрубков, корпусов, размеры резьбы. Замер производится в местах, где возможно утонение вследствие коррозийного, эрозионного или кавитационного разрушений. С учетом результатов визуального и измерительного контроля и ревизии внутренних полостей проводится дефектоскопия с применением методов неразрушающего контроля. Герметичность затвора проверяется АЭ течеискателем. Корпуса крупногабаритной трубопроводной арматуры контролируют с использованием комбинаций методов неразрушающего контроля: акустико-эмиссионного контроля, принимаемого в качестве основного; ультразвукового и капиллярного методов контроля как обязательных при обследовании акустически активных зон корпусов, обнаруженных при акустико-эмиссионном контроле; магнитопорошкового метода как альтернативного капиллярному при обследовании акустически активных зон корпусов; магнитометрического метода контроля (метода магнитной памяти) как альтернативного акустико-эмиссионному методу. Магнитометрический метод выбирается при отсутствии возможности обеспечения необходимого изменения внутреннего давления, требуемого при акустико-эмиссионном контроле, для определения линий или зон концентрации механических напряжений на поверхности корпуса. Контроль осуществляется в первую очередь в местах резкого изменения толщины (сочленение патрубок-корпус), в подфланцевых зонах, в радиусных переходах, в местах пересечения или стыковки сварных швов, в зонах концентрации напряжений и других подобных местах. Контролю должна подвергаться арматура, длительно работающая в наиболее неблагоприятных климатических условиях, при максимальных рабочих параметрах и т.п. Рекомендуемые (ОАО «АК "Транснефть"») места для контроля толщины и наличия дефектов показаны, например, на рис. 13.14. Обязательному поверочному расчету на прочность подлежат детали арматуры в случаях, если: число циклов нагружения (циклических изменений параметров рабочей среды и других воздействий), предусмотренное в конструкторской документации, может быть превышено в течение продлеваемого периода; выявлено утонение стенок или изменение размеров деталей, влияющее на их прочность, устойчивость, если не предусматривается их восстановление в процессе ремонта; размеры обнаруженных дефектов превышают допустимые, установленные НТД; выявлено изменение характеристик металла; выявлено отличие режимов эксплуатации от предусмотренных конструкторской документацией и расчетами на прочность в сторону ужесточения. Расчеты производятся по действующей нормативно-технической документации. В результате расчета должно быть подтверждено соблюдение условий прочности на продлеваемый период с запасом прочности не ниже регламентированного уровня. Критериями предельных состояний арматуры являются: • начальная стадия нарушения цельности корпусных деталей и сильфонных сборок (возникновение трещин, разрушение отдельных слоев сильфона и т.п.); достижение геометрических размеров деталей (например, толщины стенок корпуса из-за механического износа, эрозионного, коррозийного и кавитационного разрушений) минимально допустимых значений; достижение количественных значений физико-механических характеристик металла основных деталей граничных значений, оговоренных нормативно-технической и конструкторской документацией. Величину остаточного ресурса арматуры в общем случае определяют как разность между назначенным (средним) ресурсом, установленным в технической документации, и наработкой изделия на момент снятия его с трубопровода для проведения капитального ремонта. Величины назначенного (среднего) ресурса и наработки на момент обследования должны быть пересчитаны с учетом фактических значений рабочих параметров, скорости коррозии и (или) эрозии в процессе эксплуатации, результатов дополнительных испытаний. жүктеу/скачать 6.94 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|