РД 39-132-94 стр.8 7.5.3.

 

 

7.5.2.4. Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных "Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности". На работающих трубопроводах допускается проводить ультразвуковую толщинометрию.

7.5.2.5. При ревизии намеченного участка трубопровода необходимо:

— освободить трубопровод от рабочей среды, промыть водой и в случае необходимости очистить от отложений и грязи;

— провести тщательный наружный осмотр;

— провести (по возможности) внутренний осмотр трубопровода (демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых и других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при цельносварном трубопроводе производят вырезку участка трубопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом, приспособленным для работ в особо тяжелых условиях);

— простучать молотком (при отсутствии изоляции) и промерить ультразвуковым толщиномером толщину стенки в нескольких местах, наиболее подверженных износу;

— при возникновении сомнений в качестве сварных швов произнести вырезку образцов для металлографического испытания или проверить их магнитографическим методом или методом просвечивания гамма-лучами;

— проверить состояние фланцевых соединений, их воротников, привалочных поверхностей, прокладок, крепежа, а также фасонных частей и арматуры, если таковые имеются на ревизируемом участке;

— разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить резьбовыми калибрами;

— проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно — прокладок;

— испытать трубопровод в случаях производства на нем ремонтных работ;

— объемы работ при ревизии трубопроводов определяет отдел технического надзора.

7.5.2.6. Механические свойства металла труб проверяются, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение. Вопрос о механических испытаниях решает служба технического надзора.

7.5.2.7. Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода (прил. 1) и сопоставляют с первоначальными данными (приемки после монтажа или результатами предыдущей ревизии), после чего составляют акт ревизии (прил. 3). Акт ревизии утверждает главный механик НГДУ. Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению в заданные сроки.

7.5.2.8. При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок, а количество аналогичных трубопроводов, подвергаемых ревизии, увеличивается вдвое.

7.5.2.9. Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина стенки трубы или другой детали под воздействием коррозии или эрозии уменьшилась, возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом.

7.5.2.10. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия этого трубопровода с ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода. 7.5.2.11. Все обнаруженные в результате ревизии дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали трубопроводов заменены новыми. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопроводы выбраковываются.

7.5.2.12. Ремонтные и сварные работы должны производиться в соответствии с нормами и правилами безопасности (см. разделы 7, 8 настоящих Правил).

7.5.2.13. Все участки трубопроводов, подвергавшиеся разборке, резке и сварке, после сборки подвергаются испытаниям на прочность и плотность в соответствии с разделом 7.5.5.

 

7.5.3. Диагностика промысловых трубопроводов

 

7.5.3.1. В процессе эксплуатации и при ремонтах промысловых трубопроводов необходимо проводить диагностику их технического состояния.

7.5.3.2. Вид и объем диагностических обследований ПТ определяет техническая служба НГДУ в зависимости от аварийности и металлографического исследования аварийных образцов.

7.5.3.3. Диагностические обследования ПТ проводит служба контроля, структурно выделенная в лабораторию дефектоскопии, участок, группу или отдел технического контроля при базе производственного обслуживания (БПО) или может привлекаться и со стороны.

7.5.3.4. Периодичность диагностики устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков ПТ, но она не должна быть реже:

 

одного раза в год    — для трубопроводов I категории:

одного раза в 2 года            —”—                II категории;

одного раза в 4 года            —”—                III категории;

одного раза в 8 лет              —"—               IV категории.

 

Срок последующего контроля должен уточняться в зависимости от результатов предыдущего контроля.

7.5.3.5. Оценка состояния контролируемого участка ПТ может осуществляться одним или несколькими методами технической диагностики, классифицированными ГОСТ 18353-87, с учетом конкретных условий, ответственности контролируемого объекта и требуемой надежности контроля. Основными методами контроля внутрипромысловых трубопроводов являются:

 

ультразвуковой (ГОСТ 14782-86);

радиографический (ГОСТ 7512-82);

акустический (ГОСТ 20415-82).

 

В качестве вспомогательного метода контроля можно использовать магнитопорошковый метод (ГОСТ 21105-87).

7.5.3.6. Оптимальные сочетания, выбор и порядок применения методов неразрушающего контроля должны определяться в каждом конкретном случае с учетом технологичности средств технической диагностики, разрешающей способности, выявляемости дефектов и производительности контроля.

7.5.3.7. Работы по диагностике внутрипромысловых трубопроводов должны выполняться с применением портативных приборов неразрушающего контроля, передвижных лабораторий дефектоскопии и в стационарных лабораториях с необходимым приборным обеспечением.

7.5.3.8. При определении коррозионного износа трубопроводов следует использовать ультразвуковой, визуальный и визуально-оптический методы контроля с помощью приборов: УТ-93П, УТ-96, ЛП-1, ЛАЗ, лупы Польди и пр.

7.5.3.9. При проведении диагностических обследований состояния внутренней поверхности трубопроводов методом ультразвуковой толщинометрии следует руководствоваться РД "Прогнозирование максимальной глубины коррозии и времени до появления сквозных повреждений трубопроводов по данным ультразвуковой толщинометрии".

Оценка максимальной глубины коррозионного разрушения и наработки трубопровода до отказа (свища) осуществляется путем периодического измерения толщины стенки на контрольных отрезках обследуемого трубопровода и статистической обработки результатов измерений. Работы выполняются в следующей последовательности:

— выделение на обследуемом трубопроводе границ однородных по условиям коррозии участков в соответствии с СТП 51.00.021-85;

— определение мест расположения на однородных по условиям коррозии участках контрольных отрезков, исходя из условий их доступности и равномерности расположения в пределах однородного участка. В среднем один контрольный отрезок длиной 3,5-4 м должен приходиться на 500 м контролируемого участка трубопровода;

— подготовка к проведению измерений, включающая удаление изоляции на контрольных отрезках трубопроводов наземной и надземной прокладки или вскрытие подземного трубопровода и удаление изоляции на длине контрольного отрезка;

— проведение измерений и обработка результатов;

— восстановление изоляции и засыпка шурфа. На трубопроводах наземной и надземной прокладки и незаглубленных участках подземных трубопроводов рекомендуется обустроить контрольные отрезки для периодического измерения толщин стенок;

— графики проведения обследований должны составляться службой технического контроля предприятия и утверждаться его руководителем;

— результаты обследования и прогнозирования должны заноситься в паспорт трубопровода.

7.5.3.10. При определении изменений структуры и свойств металла элементов трубопровода следует использовать электромагнитные структуроскопы (МФ-32 КЦ и им подобные).

7.5.3.11. При определении местоположения утечек в трубопроводах следует использовать акустический метод контроля (прибор НЗЭ002).

7.5.3.12. Радиографический контроль можно проводить только в случае, если контролируемый трубопровод освобожден от перекачиваемого продукта.

7.5.3.13. В проведении работ при неразрушающем контроле необходимо пользоваться контрольными и эталонными образцами, изготовленными в соответствии с рекомендациями по применению методов контроля.

7.5.3.14. Контроль качества наружных изоляционных покрытий внутрипромысловых трубопроводов следует проводить в соответствии с ГОСТ 25812-83 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии", применяя прибор УКИ-1, или осмотром изоляционного покрытия (в том числе и по нижней образующей трубопровода) в шурфах. Шурфованию подлежат участки, на которых возможна коррозионная ситуация, выявленная при анализе статистических данных технической службы НГДУ.

7.5.3.15. При определении коррозионного поражения по нижней образующей трубы измерение следует проводить по дуге в 30° в нижней части трубы через 7-10 мм.

7.5.3.16. При аварии с выходом нефти следует провести обследование трубопровода по обе стороны от места утечки на расстоянии не менее 1 м с использованием средств толщинометрии и ультразвуковой дефектоскопии для обнаружения канавочной коррозии при выходе продукта в нижней части трубы и язвенной коррозии — в случае выхода продукта в другом месте.

При обнаружении коррозионного поражения в контролируемой зоне контроль следует продолжать до момента, когда на расстоянии 1 м не будет обнаружено дефектов.

7.5.3.17. Сварные соединения трубопроводов внутрипромысловых систем с толщиной стенок труб от 4 до 30 мм, выполненные автоматической, полуавтоматической и ручной электродуговой сваркой плавлением, следует контролировать радиографическим и ультразвуковым методами. Эти же методы используются при определении внутренних скрытых дефектов тела трубы (расслоения, закаты).

7.5.3.18. Контроль сварных соединений радиографическим или ультразвуковым методом должен осуществляться после визуального и инструментального контроля, сварные соединения могут подвергаться также дополнительной проверке магнитопорошковым или цветными методами, при этом контролю подвергается поверхность шва и прилегающие к нему зоны шириной по 20 мм в обе стороны от шва.

7.5.3.19. Для проведения визуального контроля сварного соединения следует применять оптические приборы с увеличением до 10 (например, лупы ЛП1, ЛАЗ, ЛА114, ЛПШ474 и др.).

7.5.3.20. При магнитопорошковом контроле используют дефектоскопы типа ПМД-70, а при магнитолюминесцентном дополнительно применяют ультрафиолетовый облучатель (например, типа КД-33Л).

7.5.3.21. Для проведения рентгено- и гаммаграфирования применяют отечественные рентгеновские аппараты и гамма-дефектоскопы. Для контроля сварных соединений трубопроводов наиболее распространены рентгеновские аппараты импульсного типа (например, МИРА-1Д, 2Д, 3Д, НОРА, АРИНА-01, 02 и др.).

7.5.3.22. Для проведения неразрушающего контроля сварных соединений ультразвуковым методом следует использовать эхоимпульсные ультразвуковые дефектоскопы следующих типов: ДУК-66ПМ, УД-11ПУ, УД2-12, УД2-17. В цеховых условиях можно также использовать дефектоскопы УД-10УА и УД-11УА.

7.5.3.23. Ультразвуковой контроль сварных соединений трубопроводов диаметром от 100 до 325 мм проводится с помощью держателей-преобразователей ДП 100-275С, ДП 100-325С.

7.5.3.24. Для настройки аппаратуры при ультразвуковом контроле должны изготавливаться стандартные образцы. Диаметр и толщина стандартных образцов должны соответствовать диаметру и толщине труб, сваренных в трубопровод.

7.5.3.25. При оценке разности твердости околошовной зоны и твердости основного металла труб электромагнитным методом можно применять приборы типов КИФМ-1, МФ31КЦ.

7.5.3.26. Технологию контроля сварных соединений и оформление результатов контроля следует проводить в соответствии с РД 39-0147014-555-89.

7.5.3.27. Трубы, используемые для замены поврежденных участков внутрипромысловых трубопроводов при ремонтно-восстановительных работах, должны быть предварительно проверены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам.

7.5.3.28. Диагностический контроль трубопроводов осуществляется специально подготовленными дефектоскопистами, которые должны иметь соответствующие удостоверения и проходить периодическую аттестацию. Приборы и испытательные образцы для неразрушающего контроля должны проходить периодическую проверку.

7.5.3.29. Результаты контроля должны быть зафиксированы в специальных журналах и заключениях. Журнал — первичный документ, где регистрируются результаты контроля. Сведения в журнал заносит оператор. Заключение — конечный документ (оформляется при сдаче). Форма журнала и заключения устанавливается технической службой НГДУ.

В журнале и заключении фиксируются следующие сведения:

— наименование трубопровода;

— номер испытательной схемы (координаты контролируемого участка);

— диаметр, толщина стенки трубопровода, марка стали;

— год ввода в эксплуатацию;

— тип изоляционного покрытия;

— наличие ЭХЗ;

— режим работы трубопровода;

— тип и заводской номер прибора;

— вид документации, по которой проводился контроль;

— параметры контроля;

— тип стандартного образца для настройки прибора;

— координаты и характеристики обнаруженных дефектов;

— оценка качества контролируемого объекта;

— даты проведения контроля и выдачу заключения;

— фамилия и подпись дефектоскописта;

— фамилия и подпись руководителя контрольной службы.

 

7.5.4. Нормы отбраковки трубопроводов

 

7.5.4.1. Трубы и детали трубопроводов подлежат отбраковке в следующих случаях.

А. Если в результате ревизии окажется, что под действием коррозии или эрозии толщина стенки их уменьшилась и достигла величины, определяемой по формулам:

 

 при

 

  при

 

где       dотб толщина стенки трубы или детали трубопровода, м, при которой они должны быть изъяты из эксплуатации;

Р — рабочее давление в трубопроводе, Па;

Дн — наружный диаметр трубы или детали трубопровода, м;

п — коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, равный 1,2;

R1 — расчетное сопротивление материала труб и деталей технологических трубопроводов, Па, определяемое по формуле:  

a — коэффициент несущей способности;

a = 1 для труб, конических переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; для отводов гладких и сварных a = 1,3 при отношении радиуса гиба трубы R к наружному диаметру Дн = 1; a = 1,15 при  a = 1,0 при  и более;

 — нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие виды труб, Па (табл. 7.2);  — нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие трубы, Па (табл. 7.2); нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие виды труб, Па (табл. 7.2);

m1 — коэффициент условий работы материала труб при разрыве, равный 0,8;

m2 — коэффициент условий работы трубопровода, величина которого принимается в зависимости от транспортируемой среды: для токсичных, горючих, взрывоопасных и сжиженных газов — 0,6;

для инертных газов (азот, воздух и т. п.) или токсичных, взрывоопасных и горючих жидкостей — 0,75;

для инертных жидкостей — 0,9;

m3 коэффициент условий работы материала труб при повышенных температурах, для условий работы промысловых трубопроводов принимается равным 1;

k1 — коэффициент однородности материала труб:

для бесшовных труб из углеродистой и для сварных труб из низколегированной ненормализованной стали k1 = 0,8, для сварных труб из углеродистой и для сварных труб из нормализованной низколегированной стали k1 = 0,85.

 

Таблица 7.2.

 

Механические характеристики

трубопроводных сталей

 

ГОСТ на трубы

Марка стали

 МПа

МПа

8731-74

10

353

216

20

412

245

10Г2

471

265

8733-74

10

350

206

20

412

245

10Г2

421

245

10705-80 (в термообработанном

состоянии)

10

333

206

ВСт3сп

372

225

20

412

245

10705-80 (без термообработки)

10

333

Согласно

ВСт3сп

392

сертификату

15,20

372

или результатам испытаний

550-75

20

431

255

10Г2

470

260

15Х5

392

216

15Х5М

392

216

15Х5ВФ

392

216

15Х5МУ

588

412

12Х8ВФ

392

167

9940-81

08Х18Н10Т

520

Согласно

12Х18Н10Т

529

сертификату

10Х17Н13М2Т

529

или результатам испытаний

9941-81

08Х18Н10Т

549

То же

12Х18Н10Т

549

 

10Х17Н13М2Т

529

 

ТУ 14-3-460-75

12Х1МФ

441

260

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *