ИНСТРУКЦИЯ
ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ

ГАЗОПРОВОДОВ, ПОДВЕРЖЕННЫХ СТРЕСС-КОРРОЗИИ

 

Открытое акционерное общество «Газпром»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов

и газовых технологий-ВНИИГАЗ»

(ООО «ВНИИГАЗ»)

Общество с ограниченной ответственностью

« Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

(ООО «ИРЦ Газпром»)

 

 

Москва 2001

ПРЕДИСЛОВИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая Инструкция устанавливает основные положения по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс коррозии.

Инструкция предназначена для газотранспортных предприятий ОАО «Газпром», а также организаций, выполняющих обследование, ремонт и экспертизу технического состояния газопроводов, подверженных КРН.

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.

 

Дата введения 2001-07-31

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Цель Инструкции - установить основные положения по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс-коррозии.

1.2. Область применения - линейная часть газопроводов, подверженных стресс-коррозии.

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

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

1.4. Обследования газопроводов выполняют по программам, согласованным с газотранспортным предприятием.

1.5. При обследовании газопроводов следует соблюдать требования безопасности, определенные настоящей Инструкцией, а также «Правилами безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов» и «Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов».

В части определения безопасного рабочего давления следует руководствоваться требованиями настоящей Инструкции.

1.6. Работы по обследованию газопроводов относятся к газоопасным и выполняются по наряду-допуску, оформленному в установленном порядке.

1.7. К работам по обследованию газопроводов допускается обученный персонал, прошедший проверку знаний в установленном порядке. Непосредственно перед началом работ весь персонал, участвующий в обследовании газопровода, должен пройти инструктаж по безопасному ведению работ.

1.8. Длина вскрытого участка газопровода при его обследовании в полноразмерных шурфах под давлением не должна превышать 26 метров. При необходимости выполнить обследование участка большей протяженности, давление в газопроводе должно быть снижено до атмосферного.

1.9. Максимальная длина вскрытого участка газопровода, определенная в п. 1.8, должна быть уменьшена при наличии визуальных признаков существенных дополнительных напряжений, деформаций или смещений газопровода.

2. РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДОВ ВО ВРЕМЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ

2.1. При обследовании газопровода с поверхности земли и в шурфах, бурении шпуров и других работах, при которых не допускается воздействие машин и механизмов на трубопровод, при отсутствии сведений о размерах дефектов в газопроводе, безопасное рабочее давление в обследуемом газопроводе определяют по формуле:

Р_б = К_б1 Р_раб,                                                                         (2.1)

К_б1 - коэффициент безопасности, учитывающий возможное изменение напряженного состояние трубопровода при его вскрытии или обследовании, принимаемый в зависимости от длины вскрываемого участка газопровода по таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Р_раб - максимальное рабочее давление, достигнутое в течение одного месяца до проведения обследования.

Безопасное давление в соседних нитках многониточных систем газопроводов при отсутствии сведений о размерах имеющихся в них дефектов принимают равным 0,9 от максимального рабочего давления, достигнутого в течение одного месяца до проведения обследования. Давление в соседнем газопроводе не снижают, если по результатам предшествующих обследований ВНИИГАЗом выдано заключение, допускающее его эксплуатацию при проектном давлении.

Допускается перед проведением обследования проводить опробование газопроводов на рабочее давление с выдержкой при рабочем давлении в течение 6 часов. После чего, безопасное рабочее давление определяют исходя из давления, созданного в газопроводах при опробовании.

2.2. При известных оценках параметров дефектов безопасное рабочее давление в газопроводе принимают в зависимости от минимального давления разрушения дефектных труб. По результатам пропусков снарядов-дефектоскопов известна длина и оценка максимальной глубины дефектов. По результатам обследования дефектных труб в шурфах локальными неразрушающими методами известна зависимость глубины дефектов от продольной координаты. Интерпретацию данных выполняют с учетом погрешности приборов.

2.3. Безопасное рабочее давление в газопроводе при известных параметрах дефектов во время проведения обследования определяют по формуле:

Р_б = К_б1 К_б2 Р_раз                                                                                          (2.2)

где К_б2 - коэффициент безопасности, учитывающий маловероятную возможность того, что фактическое разрушающее давление окажется ниже расчетного из-за аномального снижения прочностных свойств трубы, возникновения существенных непроектных нагрузок и других маловероятных не учитываемых факторов, принимаемый равным 0,9;

Р_раз - минимальное давление разрушения участка газопровода.

2.4. Минимальное давление разрушения дефектной трубы при известной оценке максимальной глубины и длины отдельного дефекта определяют по формуле:

                                  (2.3)

где Р_раз - расчетное минимальное давление разрушения трубы с одним дефектом. МПа (кгс/см²);

 - напряжение течения, принимаемое в зависимости от срока эксплуатации газопровода по таблице 2.2.

Таблица 2.2.

 - время эксплуатации газопровода до начала обследования;

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

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

 - толщина стенки трубы, мм;

 - внутренний радиус трубы, мм;

D_н - наружный диаметр трубы, мм;

К_п - коэффициент, учитывающий конфигурацию стресс-коррозионных дефектов, 0,7;

t_max - максимальная глубина стресс-коррозионного дефекта, мм; :

М_п - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины L_п

                                                    (2.4)

L_п - полная длина продольной проекции стресс-коррозионного дефекта

                                                                 (2.5)

L_изм - измеренная длина дефекта, мм;

t_п - порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм;

К_доп - коэффициент, определенный по статистическим данным о конфигурации стресс-коррозионных дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице 2.3

Таблица 2.3

 - приращение глубины дефекта с момента измерения его параметров (с момента пропуска снаряда дефектоскопа) до момента обследования

при

                                                                          (2.6)

при

                                                                          (2.7)

 - время от начала эксплуатации газопровода до момента измерения параметров дефекта (пропуска снаряда дефектоскопа), годы;

 - время от момента измерения параметров дефектов до момента проведения обследования, годы;

 - скорость изменения глубины дефектов, принимаемая в расчете как минимальная скорость по таблице 2.4.

Таблица 2.4.

2.5. Минимальное давление разрушения дефектной трубы при известной оценке максимальной глубины и длины нескольких близлежащих дефектов определяют по формуле:

,                  (2.8)

где Р_раз - расчетное минимальное давление разрушения трубы с несколькими дефектами, кгс/мм²;

L_дефп - длина п-го дефекта, определенная по формуле (2.5), мм;

t_maxn - максимальная глубина п-го дефекта, мм;

п - номер дефекта;

N - число дефектов в дефектной области.

L_nepm - длина т-ой перемычки между дефектами, длина которых определена по формуле (2.5), мм;

т - номер перемычки между дефектами;

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

М_с - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины дефектной области.

,                                (2.9)

 - приращение площади потери металла на проекции дефектной области с момента измерения его параметров (с момента пропуска снаряда дефектоскопа) до момента обследования

при

                                                           (2.10)

при

                                              (2.11)

t_c.max - максимальная глубина самого глубокого дефекта в пределах рассматриваемой дефектной области.

При оценке остаточной прочности трубы с несколькими дефектами расчет производят для каждого дефекта по формулам (2.3-2.7) и для всех комбинаций последовательно расположенных дефектов по формулам (2.8-2.1). При этом минимальным давлением разрушения считают меньшее из полученных значений.

2.6. Минимальное давление разрушения дефектной трубы при известной зависимости глубины дефектной области от продольной координаты определяют по формуле:

                                  (2.12)

где Р_раз - минимальное расчетное давление разрушения дефектной трубы, МПа (кгс/см²);

А_э - площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области на продольную ортогональную плоскость, мм²;

А_0э - первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы по длине эффективной части дефектной области, ;

L_э - длина эффективной части дефектной области, мм;

М₃ - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для эффективной части дефектной области

,                                                      (2.13)

 - приращение площади потери металла на проекции эффективной части дефектной области с момента измерения ее параметров (с момента предшествующего обследования в шурфах) до момента обследования (мм²)

при

                                                                    (2.14)

при

                                                                    (2.15)

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:

(2.16)

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

А_к - площадь рассматриваемой части дефектной области

,                                                                        (2.17)

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

К - число возможных вариантов выделения части дефектной области;

n₁, п₂ - номера первого и последнего участков дефектной области в пределах рассматриваемой k-ой части дефектной области, n₁ = 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;

L_j - длина j-го участка дефектной области, j = n₁, n₁ + 1,..., п₂ - 1, n₂;

,                                                                        (2.18)

х_i, - продольная координата i точки измерения глубины дефектной области;

,                                                                   (2.19)

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

А_0k - первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы, по длине рассматриваемой k-ой части дефектной области

                                                                        (2.20)

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

2.7. Минимальное давление разрушения участка газопровода принимают равным минимальному значению давления разрушения дефектных труб, находящихся на обследуемом участке, а также на прилегающих к нему участках газопровода длиной 350 м каждый.

2.8. Безопасное рабочее давление в газопроводе должны быть установлено за 1 час до начала обследования.

2.9. Во время проведения обследования не допускается изменение давления в газопроводе более, чем на 1 кгс/см² в час. При возникновении необходимости изменения давления на большую величину, следует приостановить работы по обследованию, отвести людей на безопасное расстояние (350 метров от оси трубопровода), изменить давление, после чего продолжить обследование не ранее, чем через 30 минут после изменения давления.

2.10. При диагностике газопровода акустическими методами допускается изменение давления в газопроводе на большую величину, по сравнению с указанной в п.2.9, при условии контроля развития дефектов этими методами.

2.11. Безопасное давление в соседних нитках многониточных систем газопроводов определяют в соответствии с изложенными в настоящей Инструкции требованиями, предъявляемыми к обследуемым газопроводам. При этом рассматриваются участки соседних газопроводов, находящиеся на расстоянии не более 350 метров от обследуемого газопровода.

2.12. Расчет допустимого рабочего давления в газопроводе рекомендуется выполнять с использованием компьютерной программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-БД, разработанной с использованием приведенных в настоящей Инструкции зависимостей.

3. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ
ГАЗОПРОВОДА

3.1. Обследование газопровода в шурфах

3.1.1. Шурф длиной свыше 5 метров должен иметь не менее четырех выходов - по два выхода с обеих сторон от трубы. Шурф длиной менее 5 метров должен иметь не менее двух выходов - по одному с каждой стороны трубы. В шурфе должен быть оборудован переход через трубу.

3.1.2. Расстояние от нижней образующей газопровода до дна полноразмерного шурфа должно быть не менее 0,7 м. На дно шурфа укладывают деревянные щиты и при необходимости обеспечивают удаление воды экскаватором или водоотливной установкой.

3.1.3. Шурф должен быть огорожен временным ограждением (веревочным, деревянным и т.п.). Расстояние от края шурфа до ограждения принимают не менее глубины шурфа. При обнаружении опасных дефектов перекрывают подъезды и подходы к шурфу на расстоянии 350 метров и выставляют предупреждающие знаки для предотвращения появления посторонних лиц в опасной зоне.

3.1.4. При очистке газопровода от грязи и изоляции и зачистке поверхности труб допускается использование ручных электромеханических средств (шлифмашинки и т.п.). Использование открытого огня (газовых горелок, костров и т.п.) на газопроводе, находящемся под давлением газа, запрещается.

3.1.5. Во время или непосредственно после выпадения осадков (дождя, снега), когда поверхность трубы мокрая, следует принимать меры предосторожности при передвижении по верхней образующей трубы.

3.1.6. Для размещения оборудования и работы исследователей следует использовать передвижные помещения (в том числе транспортные средства), обеспеченные электропитанием, связью и освещением. Температура в них должна быть не ниже +15°С. Расстояние от указанных помещений до газопровода не регламентируется.

3.1.7. После завершения обследования до восстановления уровня давления в газопроводе все люди и оборудование должны быть отведены на безопасное расстояние.

3.1.8. При обнаружении утечки газа или ее признаков (запах газа, характерный звук и т.п.) вблизи места производства работ по обследованию в шурфах, работы должны быть приостановлены. Возобновление работ допускается после устранения утечки или приборного подтверждения ее безопасности для персонала, участвующего в работах (отсутствие опасных концентраций газа в месте работ).

3.2. Диагностика газопровода акустическими методами

3.2.1. При диагностике газопровода акустическими методами датчики устанавливают, как правило, на верхней образующей трубы. В шурфах должен быть обеспечен свободный доступ к датчикам.

3.2.2. В местах прокладки кабельных линий должна быть обеспечена их защита от механических повреждений или перекрыто движение транспортных средств.

3.2.3. Регистрирующую акустическую аппаратуру размещают в передвижных помещениях, отвечающих требованиям п.3.1.6.

3.3. Обследование газопровода с поверхности земли

3.3.1. В ходе обследования газопровода с поверхности земли газотранспортное предприятие обеспечивает определение пространственного положения газопровода (трассоискателями и другими средствами), километража и пикетажа газопровода на местности, а также установку необходимых знаков.

Приложение 1.
РУКОВОДСТВО ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ ПРОГРАММЫ ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-БД

1. Программа ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-БД (Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - лаборатория испытаний и обеспечения надежности эксплуатации газопроводов - безопасное давление) рассчитывает минимальное давление разрушения трубы и безопасное давление в ней при обследовании газопровода.

2. Программа ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-БД включает две подпрограммы: ОЦЕНКА и РАСЧЕТ. Расчеты по указанным подпрограммам выполняют независимо друг от друга.

3. Программа оформлена в виде двух файлов obd-r.xls (подпрограмма ОЦЕНКА) и rbd-r.xls (подпрограмма РАСЧЕТ) Microsoft Ехсеl 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 obd-r.xls или rbd-r.xls;

сохранить файл obd-r.xls или rbd-r.xls под другим именем;

ввести исходные данные;

выполнить расчет;

распечатать результаты расчета;

сохранить файл.

5. Файлы obd-r.xls или rbd-r.xls открывают так же, как и другие файлы Microsoft Ехсеl 97. Для этого необходимо выполнить одно из следующих действий:

найти и открыть файл obd-r.xls или rbd-r.xls двойным нажатием по нему мыши с одновременным запуском редактора Microsoft Ехсеl 97;

открыть редактор Microsoft Ехсеl 97, а затем через меню Файл - Открыть найти и открыть файл obd-r.xls или rbd-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 R2С7 и R3С7 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 RЗС7 вводят информацию, идентифицирующую дефектную область (километраж, пикетаж, номер трубы, номер дефекта и т.п.).

7.3. Диаметр трубы - в ячейку R4С7 вводят наружный диаметр трубы в мм.

7.4. Толщина стенки трубы - в ячейку R5С7 вводят номинальную толщину стенки трубы в мм, принимаемую по техническим условиям на трубы.

7.5. Длина вскрываемого участка газопровода - в ячейку R6С7 вводят длину участка газопровода, который планируется вскрыть, в метрах.

7.6. Нормативный предел текучести металла трубы - в ячейку R7С7 вводят значение предела текучести по техническим условиям на трубы в кгс/мм².

7.7. Нормативный предел прочности металла трубы - в ячейку R8С7 вводят значение предела текучести по техническим условиям на трубы в кгс/мм².

7.8. Время от начала эксплуатации трубы - в ячейку R9С7 вводят время эксплуатации трубы (в годах) с момента ввода газопровода в работу до момента измерения параметров дефекта.

7.9. Время с момента измерения параметров дефектов - в ячейку R10С7 вводят время эксплуатации трубы (в годах) с момента измерения параметров дефектов до момента обследования.

7.10. Порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа) - в ячейку R11С7 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 (2.4) 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 R37С7 и R38С7 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. Минимальное давление разрушения трубы - выводится в ячейку R39С7 в кгс/см².

9.5. Безопасное давление в трубе - выводится в ячейку R40С7 в кгс/см².

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 выполнение 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.

14. Исходные данные для подпрограммы РАСЧЕТ вводят на лист расчет.

14.1. Наименование трубопровода - в ячейку R2С5 вводят наименование трубопровода.

14.2. Обозначение дефектной области - в ячейку RЗС5 вводят информацию, идентифицирующую дефектную область (километраж, пикетаж, номер трубы, номер дефекта и т.п.).

14.3. Диаметр трубы - в ячейку R4С5 вводят наружный диаметр трубы в мм.

14.4. Толщина стенки трубы - в ячейку R5С5 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. Длина вскрываемого участка газопровода - в ячейку R6С5 вводят длину участка газопровода, который планируется вскрыть, или длину уже вскрытого участка в метрах.

14.6. Нормативный предел текучести металла трубы - в ячейку R7С5 вводят значение предела текучести по техническим условиям на трубы в кгс/мм².

14.7. Нормативный предел прочности металла трубы - в ячейку R8С5 вводят значение предела прочности по техническим условиям на трубы в кгс/мм².

14.8. Время от начала эксплуатации трубы - в ячейку R9С5 вводят время эксплуатации трубы (в годах) с момента ввода газопровода в работу до момента измерения параметров дефекта.

14.9. Время с момента измерения параметров дефектов - в ячейку R10С5 вводят время эксплуатации трубы (в годах) с момента измерения параметров дефектов до момента обследования.

14.10. Минусовая погрешность прибора - в ячейку R11С5 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. Текстовая информация в остальных ячейках листа классификация, не перечисленных в п.п.14.1-14.11, должна быть оставлена без изменения, а численные значения могут быть удалены или оставлены без изменения.

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

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

16.1. Максимальная глубина дефекта в пределах эффективной части - выводится в ячейку R12С5 в мм с учетом глубины обшей коррозии и минусовой погрешности прибора при измерении глубины стресс-коррозионных трещин.

16.2. Длина эффективной части дефектной области - выводится в ячейку R13С5 в мм.

16.3. Площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области - выводится в ячейку R14С5 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. Минимальное давление разрушения трубы - выводится в ячейку R15С5 в кгс/см².

16.6. Безопасное давление в трубе - выводится в ячейку R16С5 в кгс/см².

16.7. Указанные в п.п.16.5, 16.6 давления вычисляются для рассматриваемой дефектной области. Если на трубе имеются другие дефектные области, то для получения минимального давления разрушения трубы и безопасного давления в трубе необходимо выполнить расчет для всех областей и принять меньшие значения.

17. После выполнения расчета файл сохраняют.

18. Перед распечаткой под таблицей на листе расчет вводят должность и фамилии лиц, ответственных за выполнение расчета и проведение измерений параметров дефектов.

19. Копии файлов программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОП 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-ОП, если копии файлов не направлены во ВНИИГАЗ до начала обследования газопровода, а по расчетам выполненным в процессе обследования - в трехдневный срок после его завершения.

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

Приложение 2.
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА БЕЗОПАСНОГО ДАВЛЕНИЯ

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-БД оценивают безопасное давление в трубе. Распечатка листа оценка приведена на рис. 1. Из результатов расчета видно, что перед началом обследования давление в газопроводе должно быть снижено, и составлять не более 68 кгс/см² в месте нахождения дефекта.

При вскрытии газопровода 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 РАСЧЕТ программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-БД в последовательности, изложенной в Руководстве пользователя программы, рассчитывают безопасное давление в трубе. Распечатка листа расчет приведена на рис.2, а листа рис на рис.3. Безопасное давление в трубе - 84 кгс/см², т.е. давление в газопроводе при продолжении обследования может быть повышено до максимального рабочего давления.

При изменении давления в газопроводе следует руководствоваться п.2.8 настоящей Инструкции.

Перед повторным вскрытием газопровода через 2,5 года расчет безопасного давления выполняют с использованием подпрограммы РАСЧЕТ с исходными данными, представленными на рис.2, за исключением времени с момента измерения параметров дефектов (2,5 года), которое вводится в ячейку R10С5. Безопасное давление в трубе в этом случае составляет 78 кгс/см², т.е. обследование может быть начато без снижения давления в газопроводе.

После вскрытия дефекта и повторного измерения его параметров выполняют расчет безопасного давления в трубе с использованием подпрограммы РАСЧЕТ. Распечатка листа расчет приведена на рис.4, а листа рис на рис.5. Безопасное давление в трубе - 82 кгс/см², т.е. обследование может быть продолжено без снижения давления.

Оценка безопасного давления в трубе

Номера дефектов в наиболее опасной области:

Рис.1. Распечатка листа оценка подпрограммы ОЦЕНКА.

Расчет безопасного давления в трубе

Геометрические параметры дефектов:

Рис.2. Распечатка листа расчет подпрограммы РАСЧЕТ.

Рис.3. Распечатка листа рис подпрограммы РАСЧЕТ.

Расчет безопасного давления в трубе

Геометрические параметры дефектов:

Рис.4. Распечатка листа расчет подпрограммы РАСЧЕТ.

 

Рис.5. Распечатка листа рис подпрограммы РАСЧЕТ.

Содержание