Библиотека справочной литературы
ООО «Центр безопасности труда»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых
технологий - ВНИИГАЗ»
(ООО «ВНИИГАЗ»)

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО КЛАССИФИКАЦИИ СТРЕСС-
КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ ПО СТЕПЕНИ ИХ
ОПАСНОСТИ

ВРД 39-1.10-032-2001

РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» (ООО «ВНИИГАЗ»)

СОГЛАСОВАН Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России; Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром»; ООО «Газнадзор»

ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН Членом Правления ОАО «Газпром» Б.В. Будзуляком 8 мая 2001 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ОАО «Газпром» № 48 от 6 июля 2001 г. с 31 июля 2001 г.

ВВЕДЕН ВЗАМЕН «Инструкции по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности», утвержденной Членом Правления РАО «Газпром» 10 октября 1997 г.

ИЗДАН Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)

ВВЕДЕНИЕ

В последнее время на магистральных газопроводах больших диаметров среди аварий по причине коррозии возрастает доля стресс-коррозионных разрушений. Наиболее пораженные стресс-коррозией участки газопроводов обследуют внутритрубными снарядами-дефектоскопами и другими неразрушающими методами. По результатам обследования все обнаруженные дефекты необходимо классифицировать по степени их опасности для принятия обоснованных решений о замене, ремонте труб или организации наблюдения за обнаруженными дефектами в течение установленного срока.

Классификация стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности основана на расчете изменения остаточной прочности дефектных труб во времени с учетом принятой модели развития дефектов.

В 1997 году для труб диаметром 1420 мм была разработана «Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности», утвержденная РАО «Газпром» 10.10.97 г. Настоящая Инструкция вводится взамен нее и регламентирует оценку и классификацию стресс-коррозионных дефектов труб магистральных газопроводов всех диаметров. При разработке Инструкции дополнительно учтен опыт оценки опасности стресс-коррозионных дефектов труб диаметром 1420 мм, обнаруженных при пропуске снарядов-дефектоскопов «Ультраскан», «КОД-4М» и их последующей классификации по результатам обследования в шурфах локальными неразрушающими методами на предприятиях «Тюментрансгаз» и «Уралтрансгаз», классификации дефектов по результатам обследования в протяженных шурфах на предприятиях «Баштрансгаз», «Волготрансгаз» и «Севергазпром», а также использованы результаты расследования разрывов труб диаметром 1220 мм, произошедших при переиспытании газопровода Ухта - Торжок II предприятия «Севергазпром», и аварий газопроводов диаметром 1420 мм и 1220 мм предприятий «Сургутгазпром», «Волготрансгаз», «Севергазпром» и др.

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.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Цель инструкции - установить основные положения по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности для эксплуатации газопроводов.

1.2. Область применения инструкции - линейная часть магистральных газопроводов.

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

____________

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

1.4. Поиск стресс-коррозионных дефектов и определение их параметров осуществляют приборами неразрушающего контроля, позволяющими выявлять продольные трещины.

1.5. Для проведения расчетов при классификации стресс-коррозионных дефектов должны быть определены глубины проекции дефектной области на продольную ортогональную плоскость с минусовой погрешностью не более 1 мм и шагом не более 25 мм.

2. ОЦЕНКА ОПАСНОСТИ СТРЕСС-КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ

2.1. Оценку опасности стресс-коррозионных дефектов выполняют по измеренным максимальной глубине и длине продольной проекции дефектов.

2.2. Связь расчетного давления разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта имеет вид:

                                                                                      (2.1)

где Р_п - расчетное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, МПа (кгс/см²);

σ - напряжение течения, принимаемое по таблице 2.1

Таблица 2.1

σ_0,2 - нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см²);

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

τ_σ = τ_экс + τ_р время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока, годы;

τ_экс - время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;

τ_р - рассчитываемый срок (срок измерения параметров дефекта для его классификации, предварительный срок безопасной эксплуатации дефектной трубы, срок контрольного измерения параметров дефекта или срок безопасной эксплуатации дефектной трубы), годы;

δ - толщина стенки трубы, мм;

R = D_н/2 - δ - внутренний радиус трубы, мм;

D_н - наружный диаметр трубы, мм;

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

t_max - максимальная глубина стресс-коррозионного дефекта, мм;

М_п - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины L_п

                                                                                               (2.2)

L_п - оценка полной длины продольной проекции стресс-коррозионного дефекта

L_п = L_изм + K_допt_п,                                                                                                        (2.3)

L_изм - измеренная длина дефекта, мм;

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

K_доп - коэффициент, определенный по статистическим данным о конфигурации стресс-коррозионных дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице 2.2

Таблица 2.2

2.3. Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с отдельным дефектом определяют по формулам:

при t_mах/τ_экс > V_tmin

                                                                                                     (2.4)

при t_mах/τ_экс ≤ V_tmin

                                                                                                    (2.5)

где τ_экс - время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;

V_tmin - скорость изменения глубины дефектов, принимаемая в расчете как минимальная скорость по таблице 2.3.

Таблица 2.3

t_paб - допустимая при рабочем давлении глубина прямоугольной аппроксимации дефекта

                                                                                            (2.6)

Р_раб - рабочее давление в газопроводе, МПа (кгс/см²);

К_пор - пороговый коэффициент, зависящий от категории участка газопровода и принимаемый равным для участков: категории В - 1,5; категории I и II - 1,25; категории III и IV-1,1.

2.4. Трубы с дефектами, имеющими глубину более 80 % от толщины стенки трубы, подлежат замене не зависимо от длины дефектов.

2.5. Срок измерения параметров дефекта для его классификации определяют по формуле:

                                                                                                    (2.7)

где V_tmin - максимальная скорость изменения глубины дефектов (мм/год), принимаемая равной

V_tmin = D_н/1000.                                                                                                      (2.8)

2.6. Выражение для оценки остаточной прочности трубы с несколькими дефектами имеет вид:

                                           (2.9)

где Р_с - расчетное давление разрушения трубы с несколькими дефектами, МПа (кгс/см²);

L_{деф п} - длина n-го дефекта, определенная по формуле (2.3), мм;

t_{max n} - максимальная глубина n-го дефекта, мм;

п - номер дефекта;

N - число дефектов в дефектной области.

L_{nep m} - длина m-ой перемычки между дефектами, длина которых определена по формуле (2.3), мм;

т - номер перемычки между дефектами;

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

М_с - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины дефектной области

                                                                  (2.10)

2.7. Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с группой дефектов определяют по формуле:

                                                                                                       (2.11)

где А_с.раб - допустимая при рабочем давлении площадь проекции дефектной области

                                                 (2.12)

А_с - площадь потери металла на проекции дефектной области

                                                                                              (2.13)

V_Ac - скорость изменения площади потери металла на проекции дефектной области

при t_с.mах/τ_экс > V_tmin

                                                                                                     (2.14)

при t_с.mах /τ_экс ≤ V_tmin

                                                 (2.15)

t_c.max - максимальная глубина рассматриваемых дефектов.

2.8. Срок измерения параметров дефектов для их последующей классификации определяют по формуле:

                                                                                                  (2.16)

3. КЛАССИФИКАЦИЯ СТРЕСС-КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ

3.1. Классификацию стресс-коррозионных дефектов выполняют по измеренной зависимости глубины дефектной области от продольной координаты на ее проекции на продольную ортогональную плоскость.

3.2. Связь расчетного давления разрушения с геометрическими параметрами дефектной области имеет вид:

                                                                                    (3.1)

где Р_э - расчетное давление разрушения трубы, МПа (кгс/мм²);

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

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

М_э - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для эффективной части дефектной области

                                                                                           (3.2)

L_э - длина эффективной части дефектной области, мм;

3.3. 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

                                           (3.3)

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

А_k - площадь рассматриваемой части дефектной области

                                                                                                            (3.4)

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

К - число возможных вариантов выделения части дефектной области;

n₁ n₂ - 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 n₂ + 1, ..., n₂ - 1, n₂;

L_j = x_i+1 - x_i                                                                                                             (3.5)

х_i - продольная координата i точки измерения глубины дефектной области;

t_j = (t_i+1 + t_i)/2,                                                                                                        (3.6)

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

                                                      (3.7)

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

3.4. При расчете срока эксплуатации дефектной трубы считают, что труба находится в безопасном состоянии, если может выдержать установленное для рассматриваемого участка газопровода пороговое давление Р_пор = К_пор P_раб. Для этого случая площадь проекции эффективной части дефектной области на продольную ортогональную плоскость определяют по формуле:

                                                                                 (3.8)

3.5. Скорость изменения площади потери металла на проекции эффективной части дефектной области длиной L_э принимают равной:

при t_э.mах/τ_экс > V_tmin

                                                      (3.9)

при t_э.mах /τ_экс ≤ V_tmin

V_A = V_tminL_э                                                                                                             (3.10)

где t_э.mах - максимальная глубина стресс-коррозионных трещин в пределах эффективной части дефектной области, мм.

3.6. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы определяют по формуле:

                                                                                                       (3.11)

3.7. Для определения фактической скорости изменения площади потери металла на отдельные дефекты устанавливают закладные датчики. По показаниям датчиков определяют скорость роста дефекта, динамику ее изменения и прогнозируют скорость дальнейшего роста дефекта. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы после снятия данных с закладного датчика определяют по формуле

                                                                                                    (3.12)

где А_э.раб.к - площадь проекции эффективной части дефектной области, критической при давлении Р_пор, определенная по последним данным о параметрах дефектной области, снятых с закладного датчика, мм²;

А_э.к - площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области на продольную ортогональную плоскость, определенная по последним данным о параметрах дефектной области, снятых с закладного датчика, мм²;

V_Aп - прогнозируемая скорость изменения площади потери металла на проекции эффективной части дефектной области длиной L_э, мм²/год.

3.8. Срок контрольного замера параметров дефектной области при отсутствии на ней закладного датчика определяют по формуле

                                                                                                            (3.13)

3.9. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы после контрольного измерения параметров дефектной области определяют по формуле

                                                                                              (3.14)

где А_э.раб.к - площадь проекции эффективной части дефектной области, критической при давлении Р_пор, определенная по результатам контрольного измерения параметров дефектной области, мм²;

А_э.к и L_э.к - площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области на продольную ортогональную плоскость и длина эффективной части дефектной области, определенные по результатам контрольного измерения параметров дефектной области, мм²;

Δt_{max к} - максимальное приращение глубины дефектной области за период времени между измерениями параметров дефектной области, мм.

3.10. Срок второго и последующих контрольных измерений параметров дефектов принимают равным 0,8 от соответствующих сроков безопасной эксплуатации дефектной трубы, рассчитанных по формуле (3.14).

4. ПОРЯДОК КЛАССИФИКАЦИИ ДЕФЕКТОВ ПО СТЕПЕНИ ИХ ОПАСНОСТИ

4.1. По результатам пропуска внутритрубного снаряда-дефектоскопа определяют длину и максимальную глубину стресс-коррозионных дефектов. При интерпретации измерений принимают наибольшие из возможных значений глубин с учетом погрешности измерений.

4.2 По формулам (2.4) или (2.5) с учетом выражений (2.2) и (2.6) оценивают предварительный срок безопасной эксплуатации труб с отдельными дефектами, а по формуле (2.7) определяют срок измерения параметров дефекта локальными неразрушающими методами. Срок измерения параметров дефекта исчисляется с момента пропуска снаряда-дефектоскопа.

4.3. При оценке опасности нескольких близлежащих дефектов методом перебора выделяют из них группу последовательно расположенных дефектов, для которых расчетное разрушающее давление, определенное по формулам (2.9) и (2.10), является минимальным. Полученное значение разрушающего давления сравнивают со значениями, рассчитанными по формулам (2.1) и (2.2) для каждого отдельного дефекта. Если разрушающее давление, определенное для группы дефектов, окажется ниже, чем давление, определенное для любого из отдельных дефектов, выполняют оценку опасности найденной группы дефектов по формулам (2.11-2.16). В противном случае выполняют оценку опасности отдельного дефекта по формулам (2.4-2.8).

4.4. В пределах срока измерения параметров дефектов, определенного по п.2.5 или 2.8, дефектную трубу вскрывают, измеряют параметры дефектов и по полученным данным выполняют классификацию стресс-коррозионных дефектов по степени опасности.

4.5. Продольное сечение стенки дефектной трубы разбивают на участки длиной I_j, границы которых совпадают с проекциями точек измерений глубины дефектной области, и находят среднюю глубину дефектной области t_j и площадь потери металла а_j для каждого участка.

4.6. Параметры А_э и L_э определяют с использованием формул (3.3), (3.4) и (3.7) по измеренным размерам стресс-коррозионных трещин по процедуре, описанной в п.3.3.

4.7. По формуле (3.8) с учетом выражения (3.2) определяют допустимую при рабочем давлении площадь проекции эффективной части дефектной области длиной L_э.

4.8. По формуле (3.11) с учетом выражения (3.9) или (3.10) вычисляют срок безопасной эксплуатации дефектной трубы.

4.9. По формуле (3.13) определяют срок контрольного измерения параметров дефектной области.

4.10. Принимают решение о замене или дальнейшей эксплуатации дефектной трубы. Дефекты трубы, оставляемой в газопроводе, как правило, устраняют контролируемой шлифовкой. Если устранить дефекты не представляется возможным, рекомендуется устанавливать закладные датчики для контроля их развития.

4.11. В случае установки закладного датчика периодически определяют срок безопасной эксплуатации дефектной трубы по формуле (3.12).

4.12. В случае если закладной датчик на дефекты не устанавливают, по истечении срока контрольного замера параметров дефектной области трубу вскрывают, выполняют контрольный замер и по формуле (3.14) определяют срок безопасной эксплуатации дефектной трубы.

4.13. Срок следующего контрольного замера параметров дефектной области определяют в соответствии с п.3.10.

4.14. Оценка и классификация стресс-коррозионных дефектов может быть выполнена с использованием специализированной компьютерной программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД. При использовании этой программы дефекты оценивают и классифицируют в последовательности, определяемой руководством пользователя программы.

Приложение 1.

РУКОВОДСТВО ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ ПРОГРАММЫ ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД

1. Программа ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД (Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - лаборатория испытаний и обеспечения надежности эксплуатации газопроводов - оценка и классификация стресс-коррозионных дефектов) включает две подпрограммы: ОЦЕНКА и КЛАССИФИКАЦИЯ. Расчеты по указанным подпрограммам выполняют независимо друг от друга.

2. Подпрограмма ОЦЕНКА рассчитывает:

предварительный срок безопасной эксплуатации дефектной трубы; срок измерения параметров дефектов для их последующей классификации.

Подпрограмма КЛАССИФИКАЦИЯ рассчитывает:

срок безопасной эксплуатации дефектной трубы;

срок контрольного измерения параметров дефектов.

3. Программа оформлена в виде двух файлов oskd-r.xls (подпрограмма ОЦЕНКА) и kskd-r.xls (подпрограмма КЛАССИФИКАЦИЯ) Microsoft Excel 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 oskd-r.xls или kskd-r.xls;

сохранить файл oskd-r.xls или kskd-r.xls под другим именем;

ввести исходные данные;

выполнить расчет;

распечатать результаты расчета;

сохранить файл.

5. Файлы oskd-r.xls и kskd-r.xls открывают так же, как и другие файлы Microsoft Excel 97. Для этого необходимо выполнить одно из следующих действий:

найти и открыть файл oskd-r.xls или kskd-r.xls двойным нажатием по нему мыши с одновременным запуском редактора Microsoft Excel 97;

открыть редактор Microsoft Excel 97, а затем через меню Файл - Открыть найти и открыть файл oskd-r.xls или kskd-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 R2C7 и R3C7 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 R3C7 вводят информацию, идентифицирующую дефектную область (километраж, пикетаж, номер трубы, номер дефекта и т.п.).

7.3. Диаметр трубы - в ячейку R4C7 вводят наружный диаметр трубы в мм.

7.4. Толщина стенки трубы - в ячейку R5C7 вводят номинальную толщину стенки трубы в мм, принимаемую по техническим условиям на трубы.

7.5. Рабочее давление - в ячейку R6C7 вводят рабочее давление в кгс/см².

7.6. Значение коэффициента К_пор - в ячейку R7C7 вводят значение коэффициента К_пор, принимаемое в соответствии с п.2.3 настоящей Инструкции.

7.7. Нормативный предел текучести металла трубы - в ячейку R8C7 вводят значение предела текучести по техническим условиям на трубы в кгс/мм².

7.8. Нормативный предел прочности металла трубы - в ячейку R9C7 вводят значение предела прочности по техническим условиям на трубы в кгс/мм².

7.9. Время эксплуатации трубы - в ячейку R10C7 вводят время эксплуатации трубы (в годах) с момента ввода газопровода в работу до момента обследования.

7.10. Порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа) - в ячейку R11C7 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 (2.3) 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 R37C7 и R38C7 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. Предварительной срок безопасной эксплуатации трубы - выводится в ячейку R39C7 в годах.

9.5. Срок измерения параметров дефектов - выводится в ячейку R40C7 в годах.

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 исходные данные и результаты 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 путем нажатия на кнопку с изображением дискеты.

14. Исходные данные для подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ вводят на лист классификация.

14.1. Наименование трубопровода - в ячейку R2C5 вводят наименование трубопровода.

14.2. Обозначение дефектной области - в ячейку R3C5 вводят информацию, идентифицирующую дефектную область (километраж, пикетаж, номер трубы, номер дефекта и т.п.).

14.3. Диаметр трубы - в ячейку R4C5 вводят наружный диаметр трубы в мм.

14.4. Толщина стенки трубы - в ячейку R5C5 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. Рабочее давление - в ячейку R6C5 вводят рабочее давление в кгс/см².

14.6. Значение коэффициента К_пор - в ячейку R7C5 вводят значение коэффициента К_пор, принимаемое в соответствии с п.2.3 настоящей Инструкции.

14.7. Нормативный предел текучести металла трубы - в ячейку R8C5 вводят значение предела текучести по техническим условиям на трубы в кгс/мм².

14.8. Нормативный предел прочности металла трубы - в ячейку R9C5 вводят значение предела прочности по техническим условиям на трубы в кгс/мм².

14.9. Время эксплуатации трубы - в ячейку R10C5 вводят время эксплуатации трубы (в годах) с момента ввода газопровода в работу до момента обследования.

14.10. Минусовая погрешность прибора - в ячейку R11C5 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. Измеренная максимальная скорость роста дефекта - в ячейку R17C5 вводят скорость роста дефекта в мм/год, определенную по результатам контрольного измерения параметров дефекта как отношение максимального приращения глубины дефекта или группы взаимодействующих дефектов к промежутку времени, прошедшего с момента первого измерения параметров дефекта до контрольного измерения его параметров. Измеренная максимальная скорость роста дефекта может быть также определена по результатам анализа показаний закладного датчика. Если измерение параметров дефектов выполняется впервые, ячейка R17C5 должна быть свободна.

14.13. Текстовая информация в остальных ячейках листа классификация, не перечисленных в п.п. 14.1-14.12, должна быть оставлена без изменения, а численные значения могут быть удалены или оставлены без изменения.

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

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

16.1. Максимальная глубина дефекта в пределах эффективной части - выводится в ячейку R12C5 в мм с учетом глубины общей коррозии и минусовой погрешности прибора при измерении глубины стресс-коррозионных трещин.

16.2. Длина эффективной части дефектной области - выводится в ячейку R13C5 в мм.

16.3. Площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области - выводится в ячейку R14C5 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. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы - выводится в ячейку R15С5 в годах.

16.6. Срок контрольного измерения параметров дефектов - выводится в ячейку R16C5 в годах.

16.7. Указанные в п.п. 16.5, 16.6 сроки вычисляются для рассматриваемой дефектной области. Если на трубе имеются другие дефектные области, то для получения срока безопасной эксплуатации дефектной трубы и срока контрольного измерения параметров дефектов необходимо выполнить расчет для всех областей и принять меньшие значения.

17. После выполнения расчета файл сохраняют.

18. Перед распечаткой под таблицей на листе классификация вводят должность и фамилии лиц, ответственных за исходные данные и результаты расчета и проведение измерений параметров дефектов.

19. Копии файлов программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД 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-ОКСКД, если копии файлов не направлены во ВНИИГАЗ в течение месячного срока после выполнения расчетов.

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

Приложение 2.

ПРИМЕРЫ ОЦЕНКИ И КЛАССИФИКАЦИИ ДЕФЕКТОВ

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-ОКСКД выполняют оценку опасности дефекта. Распечатка листа оценка приведена на рис. 1. Из результатов расчета видно, что дефект должен быть вскрыт для детального измерения его параметров в течение 0,97 года. При этом в дефектной трубе рабочее давление не должно превышать 70 кгс/см², что соответствует 75 кгс/см² на выходе КС при нормальном режиме эксплуатации газопровода.

При вскрытии газопровода через 3 месяца 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 КЛАССИФИКАЦИЯ программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОКСКД выполняют классификацию дефекта. Распечатка листа классификация приведена на рис. 2, а листа рис на рис. 3. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы составляет 5,66 года, а срок контрольного измерения параметров дефекта - 3,16 года.

При повторном вскрытии газопровода через 2,5 года контрольное измерение параметров дефекта показало, что его длина и максимальная глубина практически не изменились. При этом максимальное приращение глубины дефекта составило 1,95 мм и было зарегистрировано на участке с первоначальной глубиной трещин около 1 мм. Указанное приращение соответствует скорости 0,78 мм/год, которую следует ввести в ячейку R17C5 на лист классификация подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ. Распечатка этого листа после проведения расчета приведена на рис. 4, а листа рис на рис. 5. Уточненный срок безопасной эксплуатации дефектной трубы составляет 3,67 года, срок контрольного измерения параметров дефекта - 2,94 года.

Оценка опасности дефектов

Параметры дефектной области:

Номера взаимодействующих дефектов:

первый дефект 1

последний дефект 1

Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы, годы 2,41

Срок измерения параметров дефекта(ов) для классификации, годы 0,97

Руководитель группы ЦПТЛ                                                                               И.И. Иванов

Дефектоскопист                                                                                                    П.П. Петров

Рис. 1. Распечатка листа оценка подпрограммы ОЦЕНКА.

Классификация дефектов по степени их опасности

Геометрические параметры дефектов:

Руководитель группы ЦПТЛ                                                                               И.И. Иванов

Дефектоскопист                                                                                                    П.П. Петров

Рис. 2. Распечатка листа классификация подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ.

 

Продольная координата, мм

Рис. 3 Распечатка листа рис подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ

Классификация дефектов по степени их опасности

Геометрические параметры дефектов:

Руководитель группы ЦПТЛ                                                                                    И.И. Иванов

Дефектоскопист                                                                                                         П.П. Петров

Рис. 4. Распечатка листа классификация подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ.

Продольная координата, мм

Рис. 5 Распечатка листа рис подпрограммы КЛАССИФИКАЦИЯ

Текст документа соответствует источнику.

СОДЕРЖАНИЕ