Методическое обеспечениеработ по оценке технического состояния и продлению срока безопаснойэксплуатации газопроводов

6.1 Оценка технического состояния и продление срокабезопасной эксплуатации газопроводов, не обустроенных средствами длявнутритрубной дефектоскопии

6.1.1 Оценка коррозионногосостояния металла труб по результатам комплексных электрометрических обследованийгазопровода

6.1.1.1 Оценка коррозионногосостояния металла труб по результатам комплексных электрометрическихобследований газопровода включает в себя:

- оценку состояния средствэлектрохимической защиты и уровня защищенности газопровода, состоянияизоляционного покрытия в соответствии с требованиями ГОСТР 51164;

- оценку коррозионногосостояния газопровода в контрольных шурфах и на открытых участках ссоставлением соответствующего акта согласно требованиям СТОРД Газпром 39-1.10-088;

- оценку коррозионнойактивности грунта;

- рекомендации по выполнениюремонтных работ.

6.1.12 Электрометрическиеобследования проводят специализированные организации в соответствии с СТОРД Газпром 39-1.10-088.

6.1.1.3 Для оценкиостаточного ресурса участков газопровода, имеющих обширное коррозионноеутонение стенок труб, учитывают информацию по фактическим параметрамкоррозионных дефектов и физико-механическим характеристикам труб.

6.1.14 Скорость коррозионныхпроцессов металла считают одним из главных факторов, определяющих ресурсобследуемого участка газопровода.

6.1.15 Оценку остаточногоресурса участков газопровода, имеющих обширное коррозионное утонение стеноктруб, проводят на основании данных о дефектности участка газопровода вследующей последовательности:

- определяют максимальнодопустимое утонение стенки С_доп, мм, в соответствии спринятым критерием предельного состояния согласно Р51-31323949-42-99 [9];

- проводят оценку среднейскорости коррозии металла труб на основании анализа коррозионной активностигрунта, результатов непосредственного измерения параметров дефектов вскрытоготрубопровода, результатов внутритрубной инспекции на параллельных ниткахгазопроводов с учетом следующих возможных вариантов:

а) если имеются данные оглубине коррозионного повреждения, полученные с интервалом в несколько лет, тосреднюю скорость коррозии v_кор, мм/год, вычисляют по формуле

(1)

где - глубинакоррозионного повреждения при первом измерении, мм;

- глубина коррозионного повреждения при второмизмерении, мм;

t ₁ и t ₂ -продолжительность эксплуатации газопровода до проведения первого и второгоизмерения соответственно, год;

б) если имеются данные оглубине коррозионного повреждения только на текущий момент времени, то среднююскорость коррозии, v_кор, мм/год, вычисляют по формуле

(2)

где с - глубинакоррозионного повреждения на момент измерения, мм;

t - срок эксплуатациигазопровода до проведения измерений, год.

Величину остаточного ресурса Т_ост, год, вычисляют по формуле

, (3)

где с_доп -допустимая глубина коррозионного повреждения, определяемая согласно Р51-31323949-42-99 [9],мм;

с_факт - определяемая приизмерении фактическая глубина коррозионного повреждения, мм.

Пример оценки остаточногоресурса газопровода, имеющего коррозионное утонение стенок трубы, приведен в приложенииБ.

6.1.2 Оценкаработоспособности отводов с эрозионным утонением стенки.

6.1.2.1 Эрозионный износстенок труб на криволинейных участках газопровода обусловлен высокимискоростями переносимых газом твердых частиц и является одним из факторов,снижающих остаточный ресурс отводов.

6.1.2.2 Оценкуработоспособности отводов, имеющих утонение стенки из-за эрозионного износа,проводят согласно Р51-31323949-42-99 [9]во взаимосвязи с оценкой их прочности, определяемой величиной кольцевыхнапряжений от действия внутреннего давления.

6.1.2.3 Контролю подлежатотводы на площадках газораспределительных станций, гребенки и компенсаторы наподводных переходах.

6.1.2.4 Процедуру контролятолщины стенки отводов и оценку работоспособности отводов с эрозионнымутонением стенки проводят с соблюдением следующей последовательности:

- измеряют фактическуютолщину стенки отвода на выпуклой стороне отвода;

- определяют расчетнуютолщину стенки;

- разрешают дальнейшуюэксплуатацию отвода с последующим контролем толщины один раз в год, еслифактическая толщина стенки отвода оказывается не менее расчетной;

- проводят расчет допустимойтолщины стенки, если фактическая толщина стенки отвода оказывается менеерасчетной;

проводят расчет допустимойтолщины стенки, если фактическая толщина стенки отвода оказывается менеерасчетной;

разрешают дальнейшуюэксплуатацию отвода с контролем толщины стенки один раз в 6 месяцев, еслифактическая толщина стенки оказывается не менее допустимой;

проводят замену отвода илиснижают рабочее давление до расчетного с последующим контролем толщины стенкиодин раз в 6 месяцев, если фактическая толщина стенки отвода оказывается менеедопустимой.

Примечание - Величину расчетного давления определяют по Р51-31323949-42-99 [9].

Пример оценкиработоспособности отводов, имеющих утонение стенки из-за эрозионного износа,приведен в приложенииВ.

6.2 Оценка технического состояния и определение срокабезопасной эксплуатации газопровода с учетом результатов внутритрубнойдефектоскопии

6.2.1 Оценкаработоспособности участков газопровода с дефектами типа овализации

6.2.1.1 Оценкуработоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации поперечногосечения трубы проводят в соответствии с методикой, изложенной в Р51-31323949-42-99 [9].

6.2.1.2 Следуя положениям Р51-31323949-42-99 [9]по результатам внутритрубной дефектоскопии (или измерений с наружнойповерхности трубопровода) проводят анализ и оценку работоспособности дефектныхучастков газопровода с использованием следующих данных:

физико-механическиххарактеристик металла труб;

рабочего давления;

фактической и допустимойвеличины овальности;

фактической толщины стенки всоответствующих сечениях;

уровня допускаемыхнапряжений.

6.2.1.3 На основевышеперечисленных данных оценивают уровень вызванных овализацией кольцевыхнапряжений в стенке трубы.

6.2.1.4 Сравнивая расчетныйи допускаемый уровень кольцевых напряжений принимают решения о продлении срокабезопасной эксплуатации обследуемого участка газопровода.

6.2.2 Оценкаработоспособности и критерии отбраковки труб с вмятинами и гофрами.

6.2.2.1 Методика оценкиработоспособности труб с вмятинами и гофрами в соответствии с ВРД39-1.10-063-2002 [22]содержит методы обследования участков газопроводов с нарушениями формыпоперечного сечения в виде дефектов типа вмятин и гофр, оценку их напряженногои деформированного состояния, порядок отбраковки и включает в себя следующиеэтапы:

инструментальные измерениягеометрических параметров дефекта;

расчетнапряженно-деформированного состояния трубы в дефектной зоне;

порядок отбраковки труб свмятинами (гофрами) по критерию степени их опасности.

6.2.2.2 В соответствии с требованиямиВРД 39-1.10-063-2002 [22]предусмотрено четыре варианта принятия решений относительно работоспособноститруб с вмятинами и гофрами:

оставить без проведенияремонта (ОБПР) - продолжать эксплуатацию участка газопровода в прежнем режимебез проведения ремонта. Дефект с имеющимися параметрами является неопасным сточки зрения прочности трубопровода, изоляционное покрытие не нарушено иработоспособно;

оставить с проведениемремонта (ОСПР) - продолжать эксплуатацию участка газопровода в прежнем режиме спроведением ремонта ¹⁾;

удалить по плану (УПП) -участок трубы в зоне дефекта следует вырезать при наступлении очередногопланового ремонта с остановкой перекачки газа и вварить катушку;

удалить вне плана (УВП) -участок трубы в зоне дефекта следует удалить немедленно. В случае невозможностиостановки перекачки газа необходимо сбросить давление в трубопроводе добезопасного уровня и отложить удаление дефектного участка и вварку катушки домомента плановой остановки работы газопровода, проведя временный ремонт потехнологии, указанной в ВРД39-1.10-013-2000 [23].

^{__________________________}

¹⁾ Под ремонтом в этом случае подразумевается восстановлениеформы трубы с помощью полимерных композиционных материалов в соответствии с ВРД39-1.10-013 [23]и ее переизоляция в месте расположения дефекта.

6.2.2.3 Рекомендуемые по ВРД39-1.10-063-2002 [22]решения в зависимости от допускаемых значений проверяемых параметров дефектовдля участков газопроводов III - IV категорий по СНиП 2.05.06-85*[4]приведены в таблице 1, включающей следующие обозначения:

e_1,0 - максимальная начальнаяостаточная продольная изгибная деформация;

e_2,0 - максимальная начальнаяостаточная окружная изгибная деформация;

De₁ - приращение продольныхизгибных деформаций при действии внутреннего давления;

De₂ - приращение окружныхизгибных деформаций при действии внутреннего давления;

-относительная глубина дефекта.

Методика, алгоритм и формулы для расчета этихпараметров подробно изложены в [22].

Таблица 1 - Допускаемые значенияпроверяемых параметров и соответствующие им рекомендуемые решения для участковмагистральных газопроводов III - IV категорий с вмятинами(гофрами) [22]

Продольное направление	Окружное направление	Глубина дефекта,	Рекомендуемое решение
остаточная деформация, │e1,0│	приращение деформаций, De2	остаточная деформация, │e2,0│	приращение деформаций, De2
0,0300	0,00350	0,0200	0,00350	0,0300	ОБПР
0,0301-0,0430	0,00351-0,00450	0,0201-0,0300	0,00351-0,00450	0,0301-0,0400	ОСПР
0,0431-0,0550	0,00451-0,00550	0,0301-0,0400	0,00451-0,00550	0,0401-0,0500	УПП
более 0,0550	более 0,00550	более 0,0400	более 0,00550	более 0,0500	УВП
Примечание - Для газопроводов I-П категорий по СНиП 2.05.06-85* [4] все значения параметров умножают на коэффициент, равный 0,883.

Примеры оценкиработоспособности труб с вмятинами и гофрами приведены в приложенииГ.

6.2.3 Оценкаработоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами.

6.2.3.1Расчетно-экспериментальную оценку работоспособности и ресурса газопроводныхконструкций при наличии в них трещин и/или трещиноподобных дефектов проводят всоответствии с Методикой о порядке продления срока безопасной эксплуатациимагистральных газопроводов ОАО "Газпром" [6].

6.2.3.2 Для оценкиработоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами по методике [6]последовательно выполняют:

оценку НДС расчетногоучастка;

аппроксимацию исходноготрещиноподобного дефекта расчетным дефектом-аналогом;

расчет предельных(разрушающих) значений напряжений и/или деформаций, соответствующих конкретномудефекту;

расчет критических размеровдефектов при заданном (текущем) уровне НДС;

оценку прочности конструкциипри заданном уровне дефектности;

прогнознуюрасчетно-экспериментальную оценку скорости развития дефектов;

расчетную оценку остаточногоресурса трубопроводной конструкции.

Пример оценкиработоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами приведен в приложенииД.

6.3 Оценка вероятности пропуска дефектных участков

6.3.1 Для снижения степенинеопределенности при разработке итогового заключения об остаточном ресурсегазопровода можно оценить вероятность пропуска критических дефектов (дефектныхучастков), не попавших под выборочное обследование газопровода в шурфах.

6.3.2 Вероятностью пропускадефектного участка считают вероятность того, что хотя бы один из участков, неподвергавшихся обследованию, содержит дефект, классифицируемый какнедопустимый.

Эта вероятность эквивалентнавероятности отказа хотя бы одного из необследованных участков (в отношенииобследованных участков предполагают наличие достоверной информации об ихработоспособности), т.е. отказу трассы в целом.

6.3.3 Пример вероятностнойоценки пропуска дефектных участков газопровода приведен в приложенииЕ.

6.4Определение времени до проведения повторной экспертизы промышленнойбезопасности для продления срока эксплуатации газопроводов по критериювероятности отказов

6.4.1 Время проведенияповторной экспертизы промышленной безопасности с целью продления срокаэксплуатации рассчитывают исходя из значений локальной интенсивности аварий l для заданной величинывероятности безотказной работы участка газопровода за этот период времени.

6.4.2 Значения локальнойинтенсивности аварий определяют на основании статистических данных обинцидентах и отказах на газопроводах и по результатам экспертных оценокконструктивно-технологических особенностей, условий строительства, эксплуатациии текущего технического состояния участков газопровода.

6.4.3 Оценку локальнойинтенсивности аварий l_л на участках газопроводапроводят в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

6.4.4 Интенсивность аварийизмеряют количеством аварий на участке газопровода длиной 1000 километров заодин год его эксплуатации ¹⁾

_____________________

¹⁾ По статистическим данным, в среднем нароссийских магистральных газопроводах интенсивность аварий составляет 0,2аварии в год на 1000 км.

6.4.5 Интенсивность аварийобследуемого локального участка газопровода \ вычисляют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084 поформуле

(4)

где l_рег - среднестатистическаяинтенсивность аварий для региона прокладки газопровода;

K_D - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности аварий от диаметрагазопровода;

В_ср = 3,65 - балльная оценкадля среднестатистического участка российского газопровода (по десятибальнойшкале);

р_i, q_ij - весовые коэффициенты, учитывающие определенный относительный вкладкаждого фактора внутри каждой из групп технологических и природных фактороввлияния;

F_ij - балльные оценки факторов риска для обследуемого участка газопровода.

6.4.6 Значения параметров l_рег, K_D, р_i, q_ij и балльных оценок факторовриска, в зависимости от конструктивно-технологических особенностей, условийстроительства и эксплуатации, текущего технического состояния рассматриваемогоучастка газопровода определяют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

6.4.7 Вероятность Р (n ³ 1) возникновения одной илиболее аварий на обследуемом участке газопровода с учетом вычисленного поформуле (4) значения интенсивности аварий вычисляют по формуле

Р (n ³ 1) = l - exp(- l_л ∙ t ∙ L /1000), (5)

где L -протяженность обследуемого участка газопровода, км;

t -время дальнейшей эксплуатации этого участка, год.

6.4.8 Для проведенияэкспертной оценки отдельно взятого обследуемого участка газопровода назначаютучастки, расположенные до и после компрессорной станции (КС) и находящиеся взоне ответственности одного линейно-производственного управления (ЛПУ).

Примечание - Длина таких участков в среднем составляет около 60 км.

6.4.9 Время до проведенияследующей экспертизы промышленной безопасности с целью продления срока эксплуатациитаких участков рассчитывают исходя из того, что за устанавливаемый сроквероятность безаварийной работы участка составит 0,9 (т.е. вероятность отказа Р (n ³ 1) = 0,l).

6.4.10 Время до проведенияследующей экспертизы t, год для обследуемогоучастка газопровода протяженностью 60 км вычисляют по формуле

(6)

6.4.11 Если рассчитанноевремя до проведения следующей экспертизы оказывается менее 5 лет, то проводятрекомендуемые экспертной организацией мероприятия по повышению эксплутационнойнадежности, затем определяют новые значения локальной интенсивности аварий научастке и назначают сроки проведения следующей экспертизы с учетом проведенныхмероприятий.

6.4.12 Если объектэкспертизы располагается в пределах зоны ответственности нескольких ЛПУ, торасчеты времени t по формуле (6) проводят рассматривая по два участкадля каждого ЛПУ - до и после КС, а время до проведения следующей экспертизыпромышленной безопасности принимают равным наименьшему из полученных длякаждого участка значений.

Дата добавления: 2015-07-15