Как определить износ труб

Обновлено: 07.07.2024

Расчет ресурса действующих стальных трубопроводов по остаточной толщине стенки

Вопросы расчета остаточного ресурса действующих стальных трубопроводов созвучны с определением исходной толщины стенки трубопровода. Актуальность подобных задач не подлежит сомнению для большинства коммунальных объектов в городах России, где в системах водоснабжения традиционно применяются стальные трубопроводы. Например, при протяженности трубопроводов городской водопроводной сети Москвы более 11 тыс. км около 72% трубопроводов представлены стальными трубами, 26% — чугунными и лишь 2% — железобетонными, полиэтиленовыми и поливинилхлоридными трубами. При нормативном сроке службы стальных трубопроводов 20 лет средний возраст стальных трубопроводов московского водопровода составляет 24 года, чугунных — 41 год. Сложившаяся ситуация приводит к росту отказов трубопроводной сети. Анализ причин отказов трубопроводов показывает, что наиболее часто встречающимися повреждениями на стальных трубах являются свищи, которые вызваны воздействием внешней и внутренней коррозии труб. Наибольшее количество аварий (примерно 90%) приходится на трубопроводы водопроводной сети малых диаметров (100-300 мм) по причине относительно малой толщины стенки труб.

В качестве мероприятий, содействующих продлению срока службы старых стальных трубопроводов, прежде всего, необходимо рассматривать их бестраншейный ремонт различными методами. Однако прежде чем осуществлять ремонтно-восстановительные работы и выбирать наиболее эффективный вариант реновации трубопроводов проектировщики должны выявить их остаточный ресурс, во многом зависящий от физического состояния участка сети на момент принятия решения о реновации.

Под остаточным ресурсом (остаточным сроком службы) понимается наработка трубопровода от момента его диагностирования до достижения предельного состояния. Остаточный ресурс следует отличать от времени последующей диагностики технического состояния. Остаточный ресурс как случайная величина характеризуется численными параметром наработки и вероятности того, что в течение этой наработки предельное состояние не будет достигнуто.

Для определения остаточного ресурса необходимо знать:

определяющие техническое состояние объекта параметры, изменение которых может привести к предельному состоянию (например, остаточную толщину стенки трубопровода);
величину следующих параметров на момент диагностирования: внутренней коррозии, происходящей за счет изменения качественных показателей транспортируемой воды, негативно воздействующей на внутренние стенки трубопровода; наружной почвенной коррозии, в том числе в местах нарушения сплошности антикоррозионного покрытия; коррозионной активности грунтов, окружающих трубопровод;
скорость изменения перечисленных выше параметров в течение дальнейшего диагностирования и эксплуатации трубопроводной сети.

Математически техническое состояние объекта, для которого производится расчет остаточного ресурса, может быть описано с помощью линейных, степенных, логарифмических или экспоненциальных зависимостей. Например, для определения остаточного ресурса объекта при воздействии общей коррозии наиболее приемлема экспоненциальная модель.

Для стальных городских водопроводных и напорных водоотводящих сетей наиболее приемлемой оценкой состояния является уменьшение толщины (утонение) стенки в результате общей (фронтальной) и язвенной (питинговой) коррозии, а также эрозионного износа стенок трубопровода транспортируемой жидкостью до величины, ниже которой не обеспечивается запас прочности.

Сущность проблемы оценки остаточного ресурса трубопровода во времени в зависимости от толщины стенки состоит в комплексном анализе изменения толщины стенки и влияния на участок трубопровода внешних обстоятельств, нагрузок и воздействий, связанных, в частности, с местом расположения трубопровода по отношению к транспортной инфраструктуре, глубиной его залегания, наличием подземных вод по трассе, характеристикой грунта, сроками эксплуатации отдельных участков сети и т. д., а также в сопоставлении величин:

расчетной требуемой толщины стенки трубопровода d_{расч.тр}
проектной толщины стенки d_прoeкт (согласно ГОСТ на соответствующий диаметр трубы и марку стали);
остаточной толщины стенки d_ост (как результата проявления коррозионных процессов на внутренней и внешней поверхностях трубопровода во времени).

Расчетная минимальная толщина стенки принимается на основании упрощенного метода или комплексного прочностного расчета с использованием данных по диаметрам трубопроводов и окружающей обстановке, а проектная толщина стенки определяется как толщина стенки трубы заводского изготовления, выполненной в соответствии с ТУ. Остаточная толщина стенки соответствует ее толщине после n-го количества лет эксплуатации участка трубопровода. Она определяется по результатам регулярной диагностики (толщинометрии) или специальных натурных диагностических исследований, назначаемых в экстренных ситуациях.

При определении ресурса трубопровода используются следующие расчетные зависимости:

для определения средней скорости коррозии V, мм/год

где N — срок эксплуатации трубопровода до момента определения толщины стенки, год; d проект — проектная толщина стенки, мм;

для определения остаточного ресурса N _ост , год

где d_ост — остаточная толщины стенки, мм; d_ост * — остаточная толщина стенки, при которой не соблюдаются установленные граничные условия по первому предельному состоянию (допустимым растягивающим напряжениям в лотке) или по второму предельному состоянию (допустимым деформациям в своде).

От величины остаточного ресурса трубопровода напрямую зависит метод его реновации.

Если трубопровод имеет достаточно большой остаточный ресурс (как правило, более 10 лет), то в качестве метода его восстановления может рассматриваться нанесение набрызговых защитных покрытий (цементно-песчаного или полимерного). Эти покрытия будут обеспечивать герметичность трубной конструкции, но не повысят ее несущую способность. В случае, если трубопровод имеет значительные свищевые повреждения и величина его остаточного ресурса значительно менее 10 лет, наиболее приемлемым методом бестраншейного ремонта может являться протягивание в трубопровод полимерной трубы или наложение сплошного внутреннего защитного покрытия из полимерных материалов, что будет обеспечивать повышение несущей способности двухслойной трубной конструкции.

Расчет остаточного ресурса участка действующего ветхого стального трубопровода по толщине стенки и скорости коррозии осуществляется с помощью автоматизированной программы, первое диалоговое окно которой представлено на рисунке ниже.

Диалоговое окно

в случае отсутствия информации по (высота грунтовых вод над лотком трубы) необходимо предварительное проведение инженерно-геологических изысканий (например, шурфования), а при невозможности их организации следует принять величину залегания вод равной глубине залегания трубопровода, что увеличит запас прочности;
объемный вес грунта определяется по типу превалирующего грунта вдоль трассы трубопровода (для песка — 1,5 т/м 3 ; суглинка — 1,7; глины — 1,9; скальных пород — 2,1 т/м 3 );
при отсутствии сведений них необходимо проставить нули (в данном случае расчет по язвенной коррозии производиться не будет).

Работа с программным комплексом начинается с нажатия кнопки Исходные данные и ввода требуемой исходной информации, рисунок выше.

После введения исходных данных нажимают кнопку Ok и на экране дисплея снова появляется первое диалоговое окно. При нажатии на соответствующие кнопки на экране появляются результаты прочностного расчета по предельным состояниям и информация об остаточной толщине стенки, которая обеспечивает («ресурс не исчерпан») или не обеспечивает («ресурс исчерпан») несущую способность трубы.

В качестве исходных данных входной информации (рисунок выше) представляются следующие сведения:

внешний диаметр участка трубопровода, м;
глубина залегания трубопровода (от поверхности земли до лотка), м;
высота грунтовых вод над лотком трубы, м;
внутреннее давление воды в трубопроводе, м вод. ст. или т/м 2 ;
проектная (начальная) толщина стенки трубопровода, мм;
остаточная толщина стенки трубопровода (по данным диагностики), мм;
продолжительность эксплуатации трубопровода до диагностики, лет;
объемный вес материала трубы, т/м 3 ;
объемный вес грунта, т/м 3 ;
объемный вес транспортируемой воды, т/м 3 ;
глубина дефекта в зоне максимальных повреждений, мм;
наибольший размер (диаметр) коррозионной язвы по верхней кромке дефекта, мм;
фактическое время с момента появления дефекта (по данным диагностики), лет.

В качестве справочных данных входной информации вводятся следующие сведения:

предел текучести стали, МПа;
модуль упругости стали, т/м 2 ;
модуль деформации грунтового массива, т/м 2 ;
коэффициент Пуассона для стали;
коэффициент Пуассона для грунта;
продольные предельные наклоны земной поверхности;
продольные деформации земной поверхности.

Выходная информация представляется в виде трех форм:

форма 1 — результаты расчета остаточного ресурса при воздействии общей коррозии;
форма 2 — результаты расчета остаточного ресурса при воздействии питтинговой (язвенной) коррозии;
форма 3 — определение остаточного ресурса.

Форма 1 (воздействие общей коррозии)

При составлении формы 1 используются результаты расчета по первому предельному состоянию (прочности в лотке) —А, второму предельному состоянию (деформациям в своде) — Б и проверке на устойчивость с учетом пластических деформаций — В.

А. Расчет по первому предельному состоянию предусматривает определение:

растягивающих напряжений от собственного веса трубы, МПа;
сжимающих напряжений от грунтовых вод, МПа;
растягивающих напряжений от внутреннего давления воды, МПа;
контактных напряжений от горного давления с учетом колесных нагрузок, МПа;
суммарных значений контактных и растягивающих напряжений (∑σ₀), МПа.

Для детального анализа динамики изменения величин напряжений выходная информация также должна включать сведения о следующих промежуточных параметрах расчета:

контактных напряжениях, т/м 2 : Q₁, А₁, S₁
приведенном объемном весе, т/м 3 ;
нагрузках на контуре горной выработки, т/м 2 :P₀, P₂

По результатам расчетов по первому предельному состоянию делаются соответствующие выводы:

остаточная толщина стенки обеспечивает несущую способность трубы (∑σ₀<R_y для стали, т.е. 270 МПа) — ресурс не исчерпан;
остаточная толщина стенки не обеспечивает несущую способность трубы (∑σ₀<R_y для стали, т. е. 270 МПа) — ресурс исчерпан.

Б. Расчет по второму предельному состоянию предусматривает определение деформаций в своде:

от собственного веса трубы, м;
от внешнего давления грунтовых вод, м;
от внутреннего давления с учетом наличия грунтовой воды, м;
от горного давления с учетом колесных нагрузок, м;
суммарных деформаций (∑U), м.

Выводу на печать подлежат также расчетные данные по допустимым наклонам (U_п.накл) и деформации земной поверхности (U_п.деф), м.

По результатам расчетов по второму предельному состоянию делаются выводы:

остаточная толщина стенки обеспечивает несущую способность трубы (∑U<U_п._накл и U_п.деф) — ресурс не исчерпан;
остаточная толщина стенки не обеспечивает несущую способность трубы (∑U>U_п._накл и U_п.деф) — ресурс исчерпан.

В. По результатам проверочных расчетов на устойчивость с учетом пластических деформаций делаются выводы:

остаточная толщина стенки обеспечивает несущую способность трубы (Р_кр > Н_в) — ресурс не исчерпан;
остаточная толщина стенки не обеспечивает несущую способность трубы (Р_кр < Н_в) — ресурс исчерпан.

Если хотя бы по одному из трех состояний (А, Б, В) ресурс исчерпан, то в выходной форме 1 делается общий вывод: ресурс трубопровода исчерпан — требуется его замена.

В случае, если ресурс не исчерпан, производится расчет остаточного ресурса с выводом на распечатку следующей информации:

средняя скорость коррозии, мм/год;
предельно допустимая толщина стенки (с учетом трех предельных состояний), мм;
ожидаемая величина остаточного ресурса при общей коррозии, год.

Форма 2 (воздействие питтинговой (язвенной) коррозии)

При составлении формы 2 должны быть учтены исходные паспортные данные по глубине дефекта в зоне максимальных повреждений, наибольшим размерам (диаметрам) коррозионных язв по верхней кромке дефекта и фактическому времени с момента появления дефекта (по данным диагностики). Если данная информация отсутствует, то форма 2 обнуляется, и расчет не производится.

При составлении формы 2 используются результаты расчета по первому предельному состоянию (прочности в лотке) с учетом остаточной толщины стенки, являющейся следствием влияния питтинговой (язвенной) коррозии.

Расчет, по первому предельному состоянию предусматривает определение:

растягивающих кольцевых напряжений от собственного веса трубы, МПа;
кольцевых напряжений от грунтовых вод, МПа;
кольцевых напряжений от внутреннего давления воды, МПа;
контактных напряжений от горного давления с учетом колесных нагрузок, МПа;
суммарных значений кольцевых напряжений (∑P_факт ), МПа.

контактных напряжениях, т/м г : Q₁, А₁, S₁
приведенном объемном весе, т/м 3 ;
нагрузках на контуре горной выработки, т/м 2 : Р₀, Р₂.

По результатам расчетов по первому предельному состоянию делаются соответствующие выводы:

остаточная толщина стенки обеспечивает несущую способность трубы (∑P_факт < 0,75 σ_m для стали, т. е. 270 МПа) — ресурс не исчерпан;
остаточная толщина стенки не обеспечивает несущую способность трубы (∑P_факт > 0,75 σ_m для стали, т. е. 270 МПа) — ресурс исчерпан.

Если ресурс трубопровода исчерпан, то в выходной форме 2 делается общий вывод: ресурс трубопровода исчерпан — требуется его замена.

В случае, если ресурс не исчерпан, производится расчет остаточного ресурса с выводом на принтер следующей информации:

критическая глубина дефекта при действующих напряжениях, мм;
скорость роста дефекта в плоскости трубы, мм/год;
средняя скорость общей коррозии, мм/ год;
суммарная скорость коррозии, мм/год;
остаточный ресурс при питтинговой (язвенной) коррозии, год.

Форма 3 (определение остаточного ресурса)

Распечатки по форме 3 должны содержать обобщающие выводы по остаточному ресурсу участка трубопровода. Результирующая информация отражает величину остаточного ресурса трубопровода при общей (фронтальной) и язвенной (питтинговой) коррозии. На основании сравнения полученных величин автоматически выбирается наименьшее значение, которое рассматривается как остаточный ресурс:

ресурс трубопровода при общей (фронтальной) коррозии, год;
ресурс трубопровода при язвенной (питтинговой) коррозии, год;
наименьший ресурс участка трубопровода, год.

В таблице ниже представлена примерная распечатка результатов автоматизированного расчета.

Распечатка результатов по форме №3

Определение остаточного ресурса

Ресурс трубопровода при общей (фронтальной) коррозии = 0,00 лет

Ресурс трубопровода при язвенной (питтинговой) коррозии = 2,64 года

Наименьший ресурс трубопровода = 0,00 лет

Полученные данные являются базовыми для принятия решения о дальнейшей эксплуатации действующего трубопровода.

На практике при исследовании состояния участков сети объекты с нулевым остаточным ресурсом рассматриваются как первоочередные для восстановления (реконструкции), а с ненулевым — как потенциальные для ремонтно-восстановительных работ в отдаленной перспективе.

В рассматриваемом примере стальной трубопровод должен подлежать замене или реновации, например, путем предварительного разрушения и протаскивания на место старого трубопровода (с помощью бестраншейной технологии) полимерной трубы идентичного диаметра. Другой бестраншейной технологией может служить протаскивание полимерной трубы меньшего диаметра в старую без ее разрушения или, как альтернатива, нанесение на внутреннюю поверхность старого трубопровода полимерного рукава (чулка) с соответствующей толщиной стенки. После полимеризации плотно прилегающего к стенке рукава старого трубопровода образуется самостоятельная двухслойная несущая конструкция, противодействующая всем нагрузкам на восстановленный трубопровод.

Как определить износ труб

Методические рекомендации по определению технического состояния систем теплоснабжения, горячего водоснабжения, холодного водоснабжения и водоотведения

1. Общие положения

1.1. Настоящие методические рекомендации по определению технического состояния систем теплоснабжения, горячего водоснабжения, холодного водоснабжения и водоотведения путем проведения освидетельствования (далее - Рекомендации) устанавливают порядок и методы технического освидетельствования трубопроводных сетей и оборудования.

1.2. Техническое освидетельствование трубопроводов проводится лицом или группой лиц, ответственными за их исправное состояние и безопасную эксплуатацию.

1.3. На основе настоящих Рекомендаций теплоэнергетические предприятия составляют стандарт организации, либо местные инструкции по техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей с учетом особенностей и конкретных условий эксплуатации.

1.4. Техническое диагностирование трубопроводов III категории, отработавших расчетный срок службы, осуществляется по программам, согласованным с территориальными органами Ростехнадзора.

1.5. В настоящих Рекомендациях применяются следующие термины и их определения:

аварийное состояние трубопровода - повреждение трубопровода (нарушение его герметичности) или повреждение без нарушения герметичности, которое может спровоцировать аварию (сдавливание трубы, наличие коверн, износ любой части трубы до недопустимых величин для рабочего давления);

аварийное состояние запорно-регулирующей арматуры - любые физические повреждения, через которые вытекает транспортируемая жидкость; заклинивание запорно-регулирующей арматуры в любом положении (открытом, закрытом, промежуточном), остаточная толщина корпуса задвижки меньше допустимой для рабочего давления, износ рамы для щитовых затворов/шиберов;

аварийное состояние прочих объектов и оборудования коммунальных инфраструктур - такое состояние объекта/оборудования, при котором его эксплуатация опасна для обслуживающего персонала и/или прочего населения/потребителей; состояние, при котором оборудование не выполняет свои функции и не способно в требуемый момент произвести действия, направленные на включение и (или) отключение и (или) переключение всех видов;

долговечность - свойство объекта сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта;

допустимая толщина стенки - толщина стенки, при которой возможна работа трубопровода на расчетных параметрах в течение расчетного ресурса; она является критерием для определения достаточных значений фактической толщины стенки;

критерий предельного состояния - признак (совокупность признаков) предельного состояния объекта, установленный нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией;

надежность - свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования. Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств;

наработка - продолжительность или объем работы объекта. Наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километраж пробега), так и целочисленной величиной (число рабочих циклов, запусков);

несплошность сварного соединения - обобщенное наименование всех нарушений сплошности и формы сварного соединения (трещины, непровары, несплавления, включения);

не устранимые аварийные состояния трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры, прочих объектов и оборудования коммунальных инфраструктур - состояния трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры, прочих объектов и оборудования коммунальных инфраструктур, при которых ремонт не возможен и/или ремонт сопоставим с 70% или более от стоимости нового оборудования (той же модели или тех же технических характеристик);

остаточный ресурс - суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние;

предельное состояние - состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно;

пробное давление - избыточное давление, при котором должно производиться гидравлическое испытание трубопровода или его фасонной части (детали) на прочность и плотность;

рабочее давление в элементе трубопровода - максимальное избыточное давление на входе в элемент, определяемое по рабочему давлению трубопровода с учетом сопротивления и гидростатического давления (по величине рабочего давления в элементе трубопровода следует определять область применения материала);

разрешенное давление - максимально допустимое избыточное давление в трубопроводе или его фасонной детали, установленное по результатам технического освидетельствования или контрольного расчета на прочность;

расчетное давление - максимальное избыточное давление в расчетной детали, на которое производится расчет на прочность при обосновании основных размеров, обеспечивающих надежную эксплуатацию в течение расчетного ресурса;

ресурс - суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновление после ремонта до перехода в предельное состояние;

расчетный срок службы - срок службы в календарных годах со дня ввода в эксплуатацию, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния трубопровода с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода или необходимости его демонтажа;

устранимые аварийные состояния трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры, прочих объектов и оборудования коммунальных инфраструктур - состояния трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры, прочих объектов и оборудования коммунальных инфраструктур, при которых текущие ремонтные работы способны восстановить требуемые минимальные параметры;

фактическая толщина стенки - толщина стенки, измеренная на определяющем параметры эксплуатации конкретном участке детали при изготовлении или в эксплуатации.

2. Рекомендации по проведению технического освидетельствования трубопроводов

2.2. Категория трубопровода, определяемая по рабочим параметрам транспортируемой среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу, независимо от его протяженности, и указывается в проектной документации и паспорте трубопровода.

2.3. Трубопроводы теплоснабжения, горячего водоснабжения, водоотведения (напорные) - подвергаются следующим видам технического освидетельствования: наружному осмотру и гидравлическому испытанию.

2.4. Наружный осмотр трубопроводов может производиться без снятия изоляции или со снятием изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов, производимый без снятия изоляции, имеет целью проверку: отсутствия видимой течи из трубопровода и защемления трубопровода в компенсаторах (для теплоснабжения), в местах прохода трубопровода через стенки камер, площадки, состояния подвижных и неподвижных опор.

Наружный осмотр трубопроводов, производимый со снятием изоляции, имеет целью выявление изменений формы трубопровода, поверхностных дефектов в основном металле трубопровода и сварных соединениях, образовавшихся в процессе эксплуатации (трещин всех видов и направлений, коррозионного износа поверхностей), и включает визуальный и измерительный контроль.

Решение о необходимости снятия изоляции и проведения измерительного контроля, а также его объемах принимает лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода.

Другие критерии, определяющие периодичность проверки трубопроводов со снятием изоляции и/или раскопки, в том числе с вскрытием проходных и непроходных каналов описаны в настоящих Рекомендациях.

2.5. Техническое освидетельствование при наружном осмотре в процессе эксплуатации трубопроводов проводится лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, со следующей периодичностью:

- не реже одного раза в год (за исключением особых случаев);

- не реже одного раза в полгода для сетей холодного водоснабжения, диаметром от 600 мм и более;

- не реже одного раза в полгода для сетей водоотведения (напорных), диаметром от 800 мм и более;

- не реже одного раза в полгода для паровых и водяных сетей всех стандартных диаметров;

- упреждающие локальные наружные осмотры сетей (мест подземной прокладки сетей) в местах проведения мероприятий подразумевающих массовые скопления людей. Об указанных мероприятиях органы местного самоуправления уведомляют эксплуатирующую организацию не менее чем за 7 календарных дней до даты их проведения;

- наружный осмотр и гидравлическое испытание трубопроводов, не подлежащих регистрации в органах Ростехнадзора, - перед пуском в эксплуатацию после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопроводов после нахождения их в состоянии консервации свыше двух лет.

Наружный осмотр трубопроводов холодного водоснабжения и напорных трубопроводов канализации после ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопроводов после нахождения их в состоянии консервации свыше 6 месяцев производится с обязательной проверкой запорно-регулирующей арматуры в колодцах и камерах (задвижки: отсекающие, связи, выпускные, сливные).

- наружному осмотру и гидравлическому испытанию перед пуском вновь смонтированного трубопровода (наружный осмотр в этом случае производится до нанесения изоляции и включает визуальный и измерительный контроль), после ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопровода после нахождения в состоянии консервации свыше двух лет;

- наружному осмотру не реже одного раза в три года.

2.7. Наружный осмотр в процессе работы трубопроводов тепловых сетей в недоступных для осмотра местах (при прокладке в непроходных каналах, бесканальной прокладке) рекомендуется осуществлять путем осмотра трубопроводов в пределах камер и смотровых колодцев без снятия изоляции. Наружный осмотр таких трубопроводов, включающий визуальный и (по решению лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода) измерительный контроль, с вскрытием грунта и снятием изоляции должен производиться при обнаружении течи или парения из трубопровода, нерасчетных смещений трубопровода, разрушения или увлажнения изоляции и других дефектов.

Для обнаружения дефектов трубопроводов косвенными методами рекомендуется использовать современные методы неразрушающего контроля состояния трубопроводов тепловых сетей: инфракрасная техника, акустические и ультразвуковые течеискатели, методы корреляции, магнитные методы, методы акустической эмиссии, вихретоковые методы, длинноволновые ультразвуковые методы и другие.

2.8. При снятии тепловой изоляции и наружном осмотре трубопроводов следует руководствоваться Методическими указаниями по проведению шурфовок в тепловых сетях, разработанных ПО "Союзтехэнерго" 16 декабря 1986 года [8].

2.9. Вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей подвергаются наружному осмотру и гидравлическому испытанию и (или) 100-процентному неразрушающему контролю монтажных сварных соединений до наложения тепловой изоляции на трубы, а в случае применения труб, поставляемых с завода с теплоизоляцией, - до нанесения изоляции на сварные стыки.

2.10. Перед первичным техническим освидетельствованием проверяется:

- регистрационный номер трубопровода, записанный в паспорте;

- наличие приказа о назначении лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, а также наличие аттестованного обслуживающего персонала;

- наличие инструкции по пуску и обслуживанию трубопровода;

- наличие паспорта трубопровода с основными данными;

- наличие должностной инструкции лица, ответственного за ведение технической документации и паспортизации.

2.11. Осмотр водопроводных сетей и колодцев осуществляется с обязательными замерами загазованности колодцев, обязательной вентиляции колодцев в ключевых камерах с задвижками и осушением камер, в случае наличия в них воды.

2.12. Осмотр канализационных напорных сетей и колодцев осуществляется с обязательными замерами загазованности колодцев, обязательной вентиляции колодцев в ключевых камерах с задвижками и осушением камер, в случае наличия в них воды.

2.13. Осмотр запорно-регулирующей арматуры в камерах и (или) колодцах с прокруткой задвижек осуществляется в соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей, но не реже чем 1 раз в 2 года для отсекающих и 1 раз в 3 года для задвижек на связках.

2.14. Осмотр сетей, проложенных под землей (в грунтах, в непроходных каналах), осуществляется обходчиками по поверхности. Осмотр заключается в установлении отсутствия фактов провалов грунта, котлованов, нетипичного подтопления, парения (не замерзающие локальные участки земли над теплотрассами или трассами теплоснабжения в зимний период), отсутствия воды в колодцах (для водоснабжения и водоотведения).

Рекомендуется контролировать соблюдение защитных зон прохождения трубопроводов - отсутствия незаконных строений, складирования, парковки тяжелой техники, раскопок, прокладки дорог и (или) временных проездов, высадки деревьев или создания иных видов благоустройств, препятствующих в случае необходимости аварийным раскопкам.

3. Подготовка трубопроводов к наружному осмотру

3.1. Подготовка трубопроводов к наружному осмотру выполняется предприятием-владельцем или организацией, эксплуатирующей тепловые сети.

3.2. Трубопроводы холодного водоснабжения и водоотведения могут подвергаться наружному осмотру, в том числе толщинометрии, без отключения.

Для тепловых сетей подземной прокладки, проложенных в каналах, признаками опасности наружной коррозии трубопроводов являются:

- наличие воды в канале или занос канала грунтом, когда вода или грунт достигают изоляционного слоя;

- увлажнение теплоизоляционной конструкции капельной влагой с перекрытия канала или влагой, стекающей по щитовой опоре;

- наличие на поверхности труб следов коррозии в виде язв или пятен с продуктами коррозии на отдельных участках поверхности металла труб.

Для подземных тепловых сетей канальной прокладки при наличии в канале воды или грунта, достигающих изоляционной конструкции, наличие опасного влияния постоянного или переменного блуждающего тока увеличивает скорость коррозии наружной поверхности труб.

Раскопки для осмотра трубопровода производятся, в первую очередь, в местах просадки почвы и (или) подтопления близлежащих строений.

Как определить износ труб

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА
НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
И ТРУБОПРОВОДОВ ГОЛОВНЫХ СООРУЖЕНИЙ

Дата введения 2002-10-01

1 РАЗРАБОТАН Самостоятельным структурным подразделением хозрасчетной научно-исследовательской лабораторией "Трубопроводсервис" и кафедрой "Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ" Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Творческий коллектив: Воронин Н.В., Веселов Д.Н., Гумеров А.Г., Гамбург И.Ш., Домрачев Е.Н., Зайнуллин Р.С., Кантемиров И.Ф., Квицинская М.С., Квятковский О.П., Коновалов Н.И., Лукьянова И.Э., Маркухов О.В., Мустафин Ф.М. (руководитель), Рафиков С.К., Соловьев А.Б., Спектор Ю.И., Тарасов А.В., Фархетдинов И.Р., Харисов Р.А., Шарнина Г.С., Щепетов А.Е.

ВНЕСЕН Управлением научно-технического прогресса Министерства энергетики Российской Федерации.

2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от "5" августа 2002 г., N 255.

4 Разработчики выражают благодарность специалистам НП "ВНИИсертификат", ОАО "ТНК", ОАО НК "РОСНЕФТЬ", ОАО "ТАТНЕФТЬ" НПУ ЗНОК и ППД, ОАО НК "БАШНЕФТЬ", ОАО РИТЭК, ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" филиал "ВАТОЙЛ", ГУП "ИПТЭР", АК "ТРАНСНЕФТЬ" за полезные замечания и предложения к первой редакции Методики.

1 Область применения

1.1 Настоящий отраслевой стандарт (ОСТ) устанавливает методические основы для оценки остаточного ресурса безопасной эксплуатации нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений нефтяных месторождений.

1.2 Состав трубопроводов, на которые распространяется настоящая Методика, согласно СП 34-116-97, для нефтяных месторождений:

выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин (на кустах скважин), для транспортирования продуктов скважин до замерных установок;

нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);

газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до УКПГ, УППГ или до потребителей;

нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от ПС нефти и ДНС до ЦПС;

газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;

нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружения магистрального транспорта;

газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружения магистрального транспорта газа;

ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений.

Сокращенные названия промысловых объектов даны в справочном приложении. В дальнейшем тексте за исключением особо оговоренных случаев вместо слов "промысловый(е) трубопровод(ы) и трубопровод(ы) головных сооружений" будет употребляться слово "трубопровод(ы)".

1 Границами промысловых трубопроводов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения в пределах бровки отсыпки соответствующих площадок или условной границы участка.

2 К коллекторам (сборным, межпромысловым трубопроводам) относятся трубопроводы, транспортирующие продукт от пунктов подготовки (сбора) до головных сооружений или ГПЗ.

3 Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20 °С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, относятся к нефтегазопроводам, а транспортирующие разгазированную нефть - к нефтепроводам.

1.3 ОСТ распространяется на находящиеся в эксплуатации трубопроводы диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа.

1.4 ОСТ не распространяется на трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1 МПа), продуктов с температурой выше 100 °С, подвергающиеся растрескиванию (водородному, под напряжением и т.п.), усталости (в том числе высокотемпературной), а также локализованной язвенной коррозии.

1.5 ОСТ согласован с Госгортехнадзором России (письмо от 30 октября 2001 г., N 10-03/849).

2 Нормативные ссылки

2.1 В настоящем отраслевом стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы:

ГОСТ 25.506-85. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении.

ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Термины и определения.

ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытания на растяжение.

СНиП 2.01.07-85. Нагрузки и воздействия.

СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов.

СНиП II-23-81. Стальные конструкции.

СП 34-116-97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов.

РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России.

РД 34.10.130-96. Инструкция по визуально-измерительному контролю.

* Действуют ПБ 03-593-03. Здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов.

РД 50-690-89. Надежность в технике. Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным.

РД 39-00147105-001-91. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации.

3 Термины и определения

Трубопровод рассматривается как система последовательно соединенных элементов (труб и деталей). Разрушение одного из элементов выводит из строя весь трубопровод.

Ресурс трубопровода - суммарная наработка трубопровода от пуска до перехода в предельное состояние.

Наработка - период эксплуатации трубопровода без учета простоев.

Срок службы трубопровода - календарный период времени от ввода трубопровода в эксплуатацию до его перехода в предельное состояние.

Предельное состояние трубопровода - техническое состояние трубопровода, при котором исключена его дальнейшая эксплуатация. В качестве предельного состояния может быть принято разрушение как трубопровода в целом, так и определенного числа его элементов при условии, что их ремонт из-за его частой повторяемости опасен для окружающей среды или экономически нецелесообразен.

Отказ трубопровода - прекращение эксплуатации трубопровода вследствие разрушения одного или одновременно нескольких его элементов.

Остаточный ресурс трубопровода - время эксплуатации трубопровода с момента текущего диагностирования до перехода в предельное состояние.

Диагностирование (техническое) трубопровода - определение технического состояния трубопровода.

Экспертная организация - организация, имеющая лицензию Госгортехнадзора России на право проведения экспертизы промышленной безопасности в соответствии с действующим законодательством.

Заключение экспертизы промышленной безопасности - документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности.

Вероятность безотказной работы трубопровода - вероятность того, что за рассматриваемый период в трубопроводе не возникнет отказов.

Функция надежности - вероятность, рассматриваемая как функция верхней границы интервала времени. Обозначается .

Гарантированная наработка трубопровода до отказа после гидроиспытаний - нижняя интервальная оценка наработки трубопровода до первого отказа после гидроиспытаний. Обозначается .

Средний остаточный ресурс - математическое ожидание наработки трубопровода после диагностирования до момента достижения предельного состояния. Обозначается .

Гамма-процентный остаточный ресурс трубопровода - наработка трубопровода после диагностирования, в течение которой трубопровод не достигнет предельного состояния с вероятностью , выраженной в процентах. Обозначается .

Параметр технического состояния - характеристика, определяющая работоспособность элементов трубопроводов (толщина стенки, допускаемое напряжение и т.п.).

Регламентированная вероятность - заданная вероятность безотказной работы в процентах. Обозначается .

Доверительная вероятность - вероятность того, что параметр технического состояния находится в пределах одностороннего доверительного интервала. Обозначается .

В методике, кроме описанных, используются обозначения:

- температурный коэффициент прочности;

- параметр закона износа стенки (случайная величина);

- среднее значение параметра износа стенки;

- параметр распределения Вейбулла;

- суммарная прибавка к толщине стенки на технологический допуск () и коррозионньй износ ();

Читайте также: