На втором этапе производится корректировка ранга каждого дефекта в зависимости от его местоположения на трассе трубопровода согласно таблице 2. Оценка опасности дефектов в зависимости от трассовых условий
Сумма основного и корректирующего балла дает количественную оценку степени опасности (ранг) каждого дефекта, представленного в отчете об инспекции. Согласно установленным рангам весь список дефектов разбивается на группы, характеризующие разную степень опасности или риска эксплуатации поврежденных участков трубопровода. Все последующие работы, связанные с идентификацией и ремонтом поврежденных участков, осуществляются с учетом установленной приоритетности дефектов. 6 ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО ИДЕНТИФИКАЦИИ ДЕФЕКТОВ
ТРУБОПРОВОДОВ
|
Приоритет |
Баллы |
||||
опасные дефекты П1 ---------------------------- длина участка, км |
нет дефектов 0 |
менее 1,0 2 |
1,0-3,0 4 |
3,0-5,0 6 |
более 5,0 8 |
фактическое давление П2 --------------------------- разрешенное давление |
менее 0,50 0 |
0,50 - 0,70 1 |
0,70 - 0,85 2 |
0,85 - 0,95 3 |
0,95 - 1,00 4 |
колич. узлов, деталей П3 ---------------------------- длина участка, км |
менее 0,1 0 |
0,1-0,4 1 |
0,4-0,7 2 |
0,7-1,0 3 |
более 1,0 4 |
П4 (продукт) |
газ (безкоррозионно-активных добавок) 0 |
газ, продукт с коррозионно-ак-тивными добавками 1 |
конденсат (без коррозионно-активных добавок) 2 |
жидкий этан (без коррозионно-активных добавок) 3 |
ШФЛУ (без коррозионно-активных добавок) 4 |
П5 газопроводы (диаметр) продуктопроводы |
менее 219 менее 219 0 |
219-377 219-273 1 |
530-720 325-377 2 |
1020-1220 530 3 |
1420 720 4 |
количество отказов П6 -------------------------- длина участка, км |
нет отказов 0 |
менее 0,03 1 |
0,03 – 0,06 2 |
0,06-0,09 3 |
более 0,09 4 |
Приоритеты трубопроводов на предремонтное обследование
Трубопровод |
Nдеф П1 -------- L |
Р факт П2---------- Р раб |
Nдет П3 -------- L |
П4 (Продукт) |
П5 (Диаметр) |
П5 (Отказы) |
Приоритет Пn=SПi, |
Газопровод "Оренбург-Самара" оценочный балл |
316 ---- = 3,1 119 |
46 -- = 0,98 47 |
19 --- = 0,16 119 |
газ |
1020 |
11 ---- = 0,09 119 |
|
6 |
4 |
1 |
1 |
3 |
4 |
19 |
|
Газопровод "Оренбург-Заинск" оценочный балл |
61 ---- = 0,5 117 |
32 ---- = 0,5 64 |
15 ---- = 0,13 117 |
газ |
1020 |
3 ---- = 0,03 117 |
|
2 |
1 |
1 |
1 |
3 |
2 |
10 |
|
Продукто-провод "Оренбург-Шкапово" оценочный балл |
109 ---- = 0,6 176 |
50 --- = 0,91 55 |
173 --- = 0,98 176 |
ШФЛУ |
377 |
5 --- = 0,03 176 |
|
2 |
3 |
3 |
4 |
2 |
2 |
16 |
|
Продукто-провод "Оренбург-Салават" оценочный балл |
156 ----- = 1,2 136 |
50 ---- = 0,78 64 |
96 --- = 0,71 136 |
ШФЛУ |
377 |
|
|
4 |
2 |
3 |
4 |
2 |
0 |
15 |
|
Конденса-топровод "Оренбург-Уфа" оценочный балл |
370 ---- = 2,7 136 |
10 ---- = 0,16 64 |
80 ---- = 0,59 136 |
ст. конденсат |
377 |
1 ---- = 0,01 136 |
|
4 |
0 |
2 |
2 |
2 |
1 |
11 |
Искусственные маркерные точки обычно совмещаются с контрольно-измерительными колонками, которые должны иметь соответствующие отметки (номер маркера и расстояние).
Привязка дефектной трубы на трассе между реперными точками осуществляется с помощью соответствующих карт привязки дефектов (рис. 1).
Расстояния от реперных точек до дефекта измеряется 50-метровой рулеткой или дальномером по предварительно уточненной с помощью трассоискателя оси трубопровода. Допускается привязывать дефекты на местности по одному (минимальному) расстоянию от реперной точки до дефекта, если данное расстояние не превышает 500 м, в противном случае привязка производится от двух соседних реперных точек.
8 РАЗРАБОТКА ШУРФОВ
Вскрытие трубопровода производит ЛПУ с использованием механизмов, либо вручную в соответствии с "Правилами безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов" и другими нормативными документами.
Земляные работы выполняются в два этапа. На первом этапе разрабатывается грунт до верхней образующей труб, отмеченных на карте привязки дефектов меткой «V». На втором этапе производится полное вскрытие поврежденных участков труб. Вскрытие поврежденного участка трубы производится с двух сторон трубы на глубину, превышающую глубину заложения нижней образующей трубы не менее 0,5 м на длине, превышающей длину заявленного дефекта по 1 м в каждую сторону.
9 ВСКРЫТИЕ ИЗОЛЯЦИИ И ОЧИСТКА ТРУБЫ
Вскрытие изоляции производится по всему периметру трубы на длине, превышающей длину заявленного дефекта на 1 м в каждую сторону.
Если после вскрытия изоляции обнаруживаются наружные дефекты, последние очищают от продуктов коррозии и грязи до степени, позволяющей производить съемку топографии поврежденного участка с обмером глубин. Не рекомендуется производить очистку наружных дефектов глубиной 80% и более от толщины стенки трубы.
При отсутствии видимых наружных дефектов поверхность металла зачищается до степени, позволяющей проводить ультразвуковую дефектоскопию. Шероховатость подготовленной поверхности должна быть не ниже Rz = 40 мкм.
Все заявленные дефекты привязываются относительно сварных стыков труб и маркируются путем нанесения масляной краской отметки дефекта и направления потока по верхней образующей трубы.
Привязка дефектов
Газопровод-перемычка "ОГПЗ - Заинск - СПХГ" Участок "0 - 52 км"
Дата обнаружения дефекта 04.96 Дата обследования _____________
Лист подготовлен ________________ отправлен _____________________
Отметка, м |
Угловая ориентация, час. |
Расстояние от стыка:"+" до стыка: "-", м |
Размеры дефекта |
Вид дефекта |
||
Глубина, % |
Длина, мм |
Ширина, мм |
||||
7939 |
9 |
-1,05 |
30 |
25 |
25 |
Каверна Коррозия, каверны |
7944 |
6-7 |
-0,85 |
|
1500 |
|
|
7944 |
6 |
-0,85 |
25 |
33 |
33 |
|
7945 |
620 |
-0,40 |
35 |
18 |
17 |
|
7946 |
6 |
+0,60 |
60 |
55 |
55 |
|
7955 |
6 |
-1,55 |
35 |
18 |
17 |
Каверны |
7956 |
6 |
-0,70 |
50 |
18 |
17 |
|
7959 |
110 |
+1,95 |
25 |
43 |
42 |
Каверна |
10 ИДЕНТИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТОВ
Под идентификацией дефектов понимается процедура, в ходе которой визуально и средствами наружной дефектоскопии определяется вид повреждения (коррозия, механическое повреждение, внутренний дефект), характер (геометрические особенности дефекта), местоположение и возможные причины образования дефектов.
Идентификацию дефектов проводит отдельная бригада, состоящая из дефектоскописта, аттестованного на второй уровень в центрах Национального аттестационного комитета по неразрушающему контролю, слесаря и представителя ЛПУ (ЛЭС), в обязанности которого входят:
· проведение вводного инструктажа и оформление наряд-допуска для работы в шурфе;
· контроль безопасности при проведении дефектоскопии обследуемого участка трубопровода.
После получения наряд-допуска дефектоскописты по карте привязки дефекта проверяют правильность выбора дефектной трубы и разметки заявленных дефектов.
Идентификация наружных дефектов имеет некоторые особенности, зависящие от вида дефекта.
Описание локальных дефектов протяженностью до 50 мм (задиры, раковины) обычно ограничивается составлением схемы дефекта на развертке трубы с указанием максимальной глубины и длины дефекта в осевом направлении и фактической толщины стенки в окрестности дефектов (рис.2). Для более протяженных локальных дефектов необходима съемка топографии дефектов на кальке в масштабе 1:1 с измерением глубин по сетке, например, 10х10 мм.
Описание протяженных наружных коррозионных повреждений включает в себя:
· вид коррозии (равномерная, неравномерная; сплошная, пятнами;
скопление язв, одиночные язвы; растрескивание);
· местоположение повреждения на развертке трубы с указанием общих размеров повреждения (длина, ширина, фоновая глубина);
· местоположение локальных, наиболее глубоких каверн, входящих в состав основного повреждения с указанием длины, ширины и глубины;
· съемку наиболее опасного участка на кальку в масштабе 1 : 1 с измерением глубин (рис.3);
· толщинометрию по периметру основного повреждения с шагом 100-500 мм.
Обозначение дефекта |
Расст.от шва, м |
Ориентация в часах |
Расположение: внешний внутренний |
Локальная коррозия |
Общая коррозия |
Толщина стенки |
Другие сведения |
|||||
глубина, мм |
длина, мм |
ширина, мм |
глубина, мм |
длина, мм |
ширина, мм |
номин., мм |
фактич, мм |
|||||
1. |
+5,0 |
600 |
внешний |
Отпечаток прилагается |
14,2 |
10,1 |
коррозия язвами |
|||||
2. |
+2,0 |
5-700 |
внешний |
2,5 |
30 |
30 |
1,5 |
3000 |
540 |
14,0-14,2 |
12,5 |
неравномерная коррозия |
2,0 |
50 |
40 |
||||||||||
3. |
+4,0 |
500 |
внешний |
3,5 |
20 |
30 |
- |
- |
- |
14,0-14,1 |
11,5 |
коррозия язвами |
3,0 |
20 |
20 |
||||||||||
4. |
-2,8 |
430 |
внешний |
10,0 |
350 |
200 |
- |
- |
- |
14,1-14,2 |
14,1 |
вмятина |
5. |
-1,3 |
400 |
внешний |
3,0 |
200 |
50 |
- |
- |
- |
14,2 |
11,2 |
задир |
Рис. 2 Описание поверхностных наружных дефектов (образец)
Рис. 3 Схема коррозионных повреждений наружной поверхности газопровода (фрагмент)
Идентификация внутренних дефектов производится ультразвуковыми дефектоскопом и толщиномером. Толщинометрия осуществляется, как правило, по сетке с шагом, зависящим от степени перепада толщин.
Границы обнаруженных дефектов на трубе обводятся масляной краской.
11 ЗАКЛЮЧЕНИЕ О СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ
По результатам идентификации дефектов с учетом их уточненных геометрических параметров и местоположения проводится расчет несущей способности поврежденных участков трубопроводов (согласно «Рекомендациям по расчету трубопроводов с дефектами»). Если дефектный участок в результате уточненного расчета попадает в разряд «опасный» - необходимы ремонтные работы на этом участке. В противном случае по распоряжению главного инженера управления производится переизоляция трубопровода и засыпка шурфов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Разработанное Руководство охватывает комплекс работ по организации и проведению следующих работ:
- приемка результатов внутритрубной инспекции;
- анализ данных внутритрубной инспекции;
- ранжировка дефектов;
- расчет приоритетов трубопроводов;
- идентификация дефектов.
Работы по предварительной ранжировке дефектов на основании данных внутритрубной инспекции и окончательной оценке степени их опасности по результатам идентификации ориентированы на применение «Рекомендаций по расчету трубопроводов с дефектами».
ПРИЛОЖЕНИЕ
А
(обязательное)
Перечень НТД, требования которых необходимо выполнять при организации и проведении работ, предусмотренных настоящим Руководством
1. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.
2. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов.
3. Правила пожарной безопасности в газовой промышленности.
4. Типовая инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ.
5. Положение о порядке выдачи специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с повышенной опасностью промышленных производств (объектов) и работ, а также с обеспечением безопасности при пользовании недрами.
6. Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. РД 51-2-97.
7. Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ.
8. Нормативные документы согласно перечню, приведенному в Приложении 1 к «Правилам технической эксплуатации магистральных газопроводов».
ВРД 39-1.10-001-99 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |