Ревизия и отбраковка трубопроводов
Различают внутрицеховые и межцеховые коммуникации. К внутрицеховым относятся трубопроводы, соединяющие отдельные аппараты, машины и агрегаты, расположенные на территории данного цеха – внутри зданий или на открытых площадках. К межцеховым относятся трубопроводы, соединяющие установки (отделения), аппараты, емкости, машины и агрегаты, находящиеся в границах разных цехов. В соответствии с этим межремонтное обслуживание трубопроводов выполняет персонал технологического цеха или специализированного участка.
В период эксплуатации обслуживающий персонал должен вести постоянное наблюдение за состоянием трубопроводов. Кроме того, в определенные сроки (не реже 1 раза в год) служба технического надзора должна проводить наружный осмотр трубопровода и его отдельных деталей и узлов с оформлением акта установленного образца. Объем и периодичность ревизии указаны в Правилах Госгортехнадзора.
При наружном осмотре трубопровода проверяют:
· состояние сварных швов;
· состояние фланцевых соединений (включая крепежные детали);
· состояние опорных конструкций (фундаментов, подвесок и т.д.);
· герметичность всех соединений;
· правильность работы подвижных и неподвижных опор;
· состояние и работу компенсирующих и дренажных устройств, арматуры и КИПиА;
· состояние изоляционных и антикоррозийных покрытий.
Трубопроводы выводят из эксплуатации и подвергают ремонту если:
· толщина стенки трубы достигла предельной отбраковочной величины;
· при обстукивании молотком стенок трубы на них остаются вмятины;
· имеются пропуски через контрольные отверстия и обнаружены дефекты в сварных соединениях или изменения механических свойств трубы.
После ремонта трубопровода оформляется удостоверение о качестве ремонта.
Общее положение и основные технические требования к технологическим трубопроводам в части их эксплуатации, испытания, ревизии, отбраковки и ремонта приведены в «Руководящих указаниях» РУ–75 [1]. Они распространяются на все стальные технологические трубопроводы, транспортирующие жидкие и газообразные неагрессивные и агрессивные среды (включая огне-взрывоопасные и сжиженные газы) в пределах рабочих давлений от 1 кПа (вакуум) до 10 МПа и рабочих температур от 150 до +700 о С.
Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов зависят от скорости их коррозионно-эрозионного износа, результатов предыдущего наружного осмотра и ревизии и должны соответствовать указанным в табл. 2.14.
Таблица 2.14 – Периодичность проведения ревизий технологических трубопроводов
| Транспортируемая среда | Категория трубопровода | Периодичность ревизий при скорости коррозии, мм/год | ||
| до 0,1 | 0,1-0,5 | более 0,5 | ||
| Продукты с токсичными свойствами (СДЯВ, дымящиеся кислоты, прочие среды группы А) | I и II | Не реже 1 раза в 3 года | Не реже 1 раза в 2 года | Не реже 1 раза в год |
| Горючие и активные газы, ЛВЖ и горючие жидкости (среды группы Б) | I и II III и IV | То же Не реже 1 раза в 4 года | То же Не реже 1 раза в 3 года | То же Не реже 1 раза в в год |
| Негорючие жидкости и инертные газы (среды групп В, Г и Д) | I и II III, IV и V | Не реже 1 раза в 6 лет Не реже 1 раза в 8 лет | Не реже 1 раза в 4 года Не реже 1 раза в 6 лет | Не реже 1 раза в 2 года Не реже 1 раза в 3 года |
Примечание. Первую ревизию вновь вводимых в эксплуатацию трубопроводов, а также всех трубопроводов в случае перемены сырья или изменения технологии производства следует проводить не позже чем через 1 год эксплуатации.
При ревизии особое внимание следует уделять участкам, работающим в наиболее тяжелых условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К ним относятся участки, где изменяются направление и величина потока (при установке колен, тройников, врезок, дренажных устройств, запорной арматуры) и где возможно скопление влаги и продуктов, вызывающих коррозию (тупиковые и временно не работающие участки).
При наружном осмотре трубопровода необходимо проверить состояние следующих деталей и узлов: сварных швов; фланцевых и других соединений (включая крепежные детали); фундаментов, подвесок, подвижных и неподвижных опор; компенсирующих и дренажных устройств; арматуры; изоляции и антикоррозионных покрытий.
При обнаружении неплотностей разъемных соединений давление в трубопроводе необходимо снизить до атмосферного, температуру горячих трубопроводов – до +60 °С, а дефекты устранить с соблюдением необходимых мер техники безопасности.
Для внутреннего осмотра следует выбирать участок, работающий в неблагоприятных условиях (где возможны коррозия и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменение направления потока, образование застойных зон и т.д.). Демонтаж участка предназначенного для внутреннего осмотра при наличии разъемных соединений проводят путем их разборки, а на цельносварном трубопроводе этот участок вырезают.
Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенок труб и деталей трубопроводов, состояние прокладок, сварных швов, фланцев, арматуры.
Толщину стенки трубопровода определяют с помощью ультразвуковых толщиномеров или путем сквозных засверловок с последующим завариванием отверстий. Замер толщины стенок выполняют на участках, работающих в наиболее тяжелых условиях (колена, тройники, врезки, места сужения трубопровода, перед запорной арматурой и после нее), в местах скопления влаги и коррозионных продуктов (застойные зоны, дренажи), а также на прямых участках внутрицеховых трубопроводов (через каждые 10 м) и межцеховых коммуникаций, (через каждые 50 м).
Замеры рекомендуется выполнять в шахматном порядке. Число точек замера для каждого участка (элемента) определяет отдел технического надзора. На прямых участках внутрицеховых трубопроводов (технологических установок) длиной 20 м и менее и межцеховых трубопроводов длиной 100 м и менее должно быть проведено не менее трех замеров.
Следует обеспечить правильность и точность выполнения замеров, исключив возможное влияние на замер инородных тел (заусенцев, отклонений, продуктов коррозии и т.п.). Результаты замера фиксируют в паспорте трубопровода.
Если при ревизии качество сварных стыков вызывает сомнение, проводят рентгено или гамма-просвечивание либо ультразвуковую дефектоскопию; в случае необходимости сварные стыки следует подвергнуть металлографическим и механическим испытаниям. Число стыков, подлежащих проверке, определяет отдел технического надзора.
Проверку механических свойств металла труб, работающих при высоких температурах и в водород содержащих средах, проводят, если это предусмотрено действующими «Правилами», «Регламентами» или проектом. Механические свойства металла следует проверять и в других случаях, когда коррозионное действие среды может вызвать их изменение.
На горячих участках трубопроводов при температуре выше 400 °С для углеродистых сталей и выше 450 °С – для легированных сталей проводят замеры деформаций по состоянию на время проведения ревизии.
По указанию представителя технадзора проводят разборку имеющихся на трубопроводе резьбовых соединений, их осмотр и промер резьбовыми калибрами. Проверяют состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно – прокладок.
Результаты ревизии сопоставляют с первоначальными данными (результатами приемки после монтажа или предыдущей ревизии), после чего составляют акт ревизии трубопровода. Акт ревизии утверждается главным механиком предприятия (завода). Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению.
В паспорте или эксплуатационном журнале трубопровода делается запись о проведенной ревизии с указанием даты проведения и ссылкой на соответствующий акт.
Нормы отбраковки.
Трубы, детали трубопроводов и сварные швы, работающие при температуре до 430 °С (включительно), подлежат отбраковке в следующих случаях:
1. Если в результате ревизии окажется, что под действием коррозии и эрозии толщина стенки их уменьшилась и достигла критической величины.
2. Если при ударе молотком массой 1,0-1,5 кг на трубе остаются вмятины.
3. Если механические свойства материала труб изменились в худшую сторону.
4. Если при просвечивании сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению.
5. Если трубопровод не выдержал опрессовки.
Ремонт трубопроводов
Качество и техническая характеристика материалов и деталей, применяемых при ремонтно-монтажных работах (трубы, фасонные соединительные части, фланцы, прокладочные материалы, крепежные детали, электроды и т.п.), должны отвечать требованиям действующих ГОСТов, нормалей машиностроения или специальных ТУ.
Материалы, не имеющие сертификатов или паспортов, можно применять для трубопроводов II категории и ниже только после их проверки и испытания в соответствии с ГОСТами нормалями и ТУ.
Трубы, фланцы и фасонные детали трубопроводов из легированных сталей, независимо от наличия сертификатов и заводской маркировки (Ру, Dу, марка стали), могут применяться для технологических трубопроводов только после предварительной проверки марки сталей (химическим анализом и т.п.).
Разметку труб и деталей выполняют способами, не нарушающими их качества и обеспечивающими четкое нанесение на заготовках осевых линий, размеров и форм, необходимых, при изготовлении деталей и сборки их в узлы.
Резку труб можно проводить любым способом с соблюдением следующих условий: конец трубы после резки должен быть чистым, без внешних и внутренних заусенцев и грата. Отклонение от перпендикулярности торцевого среза к продольной оси для труб Dу>150 мм не должно превышать 1 мм, а, для труб Dу≤150 мм – 1,5 мм на внутренний диаметр.
Резку труб из легированных сталей рекомендуется проводить механическими способами (резцами, фрезами, абразивными дисками и т.п.). В исключительных случаях допускается применение огневых способов резки с последующей обработкой концов труб.
Технология гнутья труб устанавливается производственными инструкциями.
Радиусы изгиба труб принимают не менее указанных ниже: при гнутье в холодном состоянии на специальных станках – по размерам, приведенным в ДСТУ; при гнутье с нагревом и набивкой песком – не менее 3,5 наружных диаметров трубы; при гнутье с нагревом ТВЧ – не менее трех наружных; диаметров трубы.
Допускается изгиб труб радиусом менее указанных, если способ гнутья гарантирует сохранение толщины стенки в любом месте изгиба не менее 85% номинальной толщины (с учетом минусового допуска).
При гнутье труб допускаются следующие отклонения от геометрических размеров и формы детали:
а) угловые отклонения осевых линий не должны превышать 2 мм/м при Dу≤200 мм и 3 мм/м – при Dу>200 мм;
б) отклонения радиуса изгиба при R≤4Dн не должны превышать значений, указанных ниже:
Dу, мм. 80 80-100 125 150 200
Допуск на радиус изгиба, мм ±5 ±8 ±10 ±12 ±16
При гнутье труб допускаются следующие изменения геометрии их сечения в зоне изгиба:
а) овальность сечений в месте изгиба, определяемая как отношение разности между наибольшими и наименьшими наружными диаметрами к номинальному наружному диаметру (в %), она не должна превышать 10%;
б) толщина стенки в любом месте изгиба должна быть не менее 85% номинальной толщины (с учетом минусового допуска).
На внутренней стороне изгиба допускается волнистость; наибольшая высота гофр не должна превышать значений, указанных ниже:
Dн, мм До 57 57-133 133-194 194-219 219-325 325-426
Высота гофр, мм 3 4 5 6 7 8
Расстояние между гофрами должно быть не менее четырех высот гофр.
Трубы из легированной стали (15Х5ВФ, 15X5, 15Х5М, ЗОХМА, 15ХМ, 12ХМФ и др.) после гнутья с нагревом подвергают термообработке, которая должна обеспечивать восстановление свойств материала в пределах требований ГОСТов или ТУ на поставку этих труб. Трубы из нержавеющей стали (12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т), гнутые на станках с нагревом ТВЧ, не подлежат термической обработке. При гнутье нельзя допускать понижения температуры нагрева ниже 900 °С, чтобы избежать образования трещин вследствие снижения пластичности металла.
Термообработку труб из углеродистой стали после холодного или горячего гнутья, а также труб из легированной стали после холодного гнутья проводят только в случае особых указаний.
Термообработку труб из стали 20 после гнутья не проводят, если твердость металла, замеренная по наружной поверхности, превышает исходную не более чем на 10%.
При гнутье труб допускается дополнительная холодная или горячая подгибка их. При этом запрещается проводить горячую подгибку труб из углеродистой стали при температуре ниже 700 °С и выше 1000 °С, труб из легированной стали – при температуре ниже 800 °С, а из нержавеющей стали типа 12Х18Н10Т – при температуре ниже 900 °С. Термообработка труб из легированной стали после горячей подгибки обязательна. При подгибке не допускаются трещины, раковины, надрывы, расслоения и растяжки.
Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва до начала изгиба должно быть не менее наружного диаметра трубы, но не меньше 100 мм (исключая случаи применения крутоизогнутых отводов).
Не разрешается вварка штуцеров, бобышек, дренажей в сварные швы и в гнутые детали трубопровода, изготовленные любым способом. В виде исключения на изгибах может быть допущена вварка одного штуцера внутренним диаметром не более 20 мм, если она предусмотрена проектом.
При сопряжении двух труб или труб с деталями, или же деталей между собой угловые отклонения (излом осей) не должны превышать 1,5 мм/м, линейные отклонения (смещение осей) не должны выходить за пределы половины допуска на смещение кромок. Совмещение кромок труб и деталей с применением усилий, нагрева или искривления труб при сборке не допускается.
При сборке фланцев под сварку с различными деталями (патрубками, фасонными частями, бесфланцевой арматурой, компенсаторами и т.п.) следует обеспечить перпендикулярность и соосность уплотнительной поверхности фланцев и оси смежной детали.
Для трубопроводов категорий III, IV, V допустимое отклонение от перпендикулярности уплотнительной поверхности фланца к оси смежной трубы или детали при Ру≤4 МПа равно 4 мм/м, при Ру>4 МПа – 2 мм/м. Смещение осей фланцев, приваренных встык, относительно осей смежных с ними деталей не должно превышать половины допуска на смещение кромок сопрягаемых концов.
При сборке фланцевых соединений труб, деталей трубопроводов и арматуры необходимо обеспечить параллельность уплотнительных поверхностей фланцев.
Для трубопроводов категорий III, IV, V допустимое отклонение от параллельности при Ру≤4 МПа равно 1,5 мм/м, при Ру>4 МПа – 0,7 мм/м, а для трубопроводов I и II категорий – 0,5 мм/м. Выравнивание перекосов путем неравномерной затяжки болтов или шпилек, а также устранение зазоров установкой клиновых прокладок не допускается.
При сборке фланцев с трубами и деталями должно обеспечиваться симметричное расположение отверстий под болты и шпильки относительно вертикальной оси. Смещение отверстий двух смежных фланцев не должно превышать половины разности номинальных диаметров отверстия и устанавливаемого болта (или шпильки).
При сборке труб и деталей с плоскими приварными фланцами расстояние между уплотнительной поверхностью фланца и торцом трубы (недовод трубы) следует принимать равным толщине трубы плюс 1 мм или же выбирать в зависимости от диаметра трубы:
Источник
Периодичность ревизии трубопроводов
Основным методом контроля за надежной и безопасной работой выкидных линий скважин, нефтесборных коллекторов, технологических трубопроводов, трубопроводов подготовленной нефти, водоводов низкого и высокого давления, газопроводов являются периодические ревизии, при которых проверяется состояние трубопроводов, их элементов и деталей.
Ревизии проводит служба технического надзора совместно с механиками и начальниками цехов.
Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и должны обеспечивать безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопроводов в период между ревизиями (табл. 7.1).
| Объект ревизии | Периодичность ревизий трубопроводов по категориям | |||
| I | II | III | IV | |
| Трубопроводы на расстоянии менее 200 м от мест обслуживания людьми | Не реже одного раза в год | Не реже одного раза в год | Не реже одного раза в 2 года | Не реже одного раза в 4 года |
| Трубопроводы на расстоянии более 200 м от мест обслуживания людьми | Не реже ОДНОГО 1 раза в год | Не реже одного раза в 2 года | Не реже одного раза в 4 года | Не реже одного раза в 8 лет |
Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов необходимо производить не позднее чем через 1 год.
Как правило, ревизия должна быть приурочена к плановопредупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов.
Выбор участков для ревизии осуществляет служба технического надзора и утверждает главный инженер НГДУ. При этом следует намечать участки минимальной протяженности, работающие в наиболее тяжелых условиях (наличие скоплений пластовой воды, расслоенные режимы течения, низкие скорости, наличие эрозийных материалов, осадков, вибрации и др.), а также тупиковые и временно не работающие участки.
Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных «Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности». На работающих трубопроводах допускается проводить ультразвуковую толщинометрию.
При ревизии намеченного участка трубопровода необходимо: — освободить трубопровод от рабочей среды, промыть водой и в случае необходимости очистить от отложений и грязи;
— провести тщательный наружный осмотр;
— провести (по возможности) внутренний осмотр трубопровода (демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых и других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при цельносварном трубопроводе производят вырезку участка трубопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом, приспособленным для работ в особо тяжелых условиях);
— простучать молотком (при отсутствии изоляции) и промерить ультразвуковым толщиномером толщину стенки в нескольких местах, наиболее подверженных износу;
— при возникновении сомнений в качестве сварных швов произвести вырезку образцов для металлографического испытания или проверить их магнитографическим методом или методом просвечивания гамма-лучами;
— проверить состояние фланцевых соединений, их воротников, привалочных поверхностей, прокладок, крепежа, а также фасонных частей и арматуры, если таковые имеются на ревизируемом участке;
— разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить резьбовыми калибрами;
— проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно — прокладок;
— испытать трубопровод в случаях производства на нем ремонтных работ;
— объемы работ при ревизии трубопроводов определяет отдел технического надзора.
Механические свойства металла труб проверяются, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение. Вопрос о механических испытаниях решает служба технического надзора.
Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода (прил. 1) и сопоставляют с первоначальными данными (приемки после монтажа или результатами предыдущей ревизии), после чего составляют акт ревизии (прил. 3). Акт ревизии утверждает главный механик НГДУ. Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению в заданные сроки.
При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок, а количество аналогичных трубопроводов, подвергаемых ревизии, увеличивается вдвое.
Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина стенки трубы или другой детали под воздействием коррозии или эрозии уменьшилась, возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом.
При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия этого трубопровода с ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода.
Все обнаруженные в результате ревизии дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали трубопроводов заменены новыми. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопроводы выбраковываются.
Ремонтные и сварные работы должны производиться в соответствии с нормами и правилами безопасности.
Все участки трубопроводов, подвергавшиеся разборке и сварке, после сборки подвергаются испытаниям на прочность и плотность.
Диагностика промысловых трубопроводов
В процессе эксплуатации и при ремонтах промысловых трубопроводов необходимо проводить диагностику их технического состояния.
Вид и объем диагностических обследований ПТ определяет техническая служба НГДУ в зависимости от аварийности и металлографического исследований аварийных образцов.
Диагностические обследования ПТ проводит служба контроля, структурно выделенная в лабораторию дефектоскопии, участок, группу или отдел технического контроля при базе производственного обслуживания (БПО) или может привлекаться и со стороны.
Периодичность диагностики устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков ПТ, но она не должна быть реже:
одного раза в год — для трубопроводов 1 категории;
одного раза в 2 года — 11 категории;
одного раза в 4 года — 111 категории;
одного раза в 8 лет — IV категории.
Срок следующего контроля должен уточняться в зависимости от результатов предыдущего контроля.
Оценка состояния контролируемого участка ПТ может осуществляться одним или несколькими методами технической диагностики, классифицированными ГОСТ 18353-87, с учетом конкретных условий, ответственности контролируемого объекта и требуемой надежности контроля. Основными методами контроля внутрипромысловых трубопроводов являются:
ультразвуковой (ГОСТ 14782-86);
радиографический (ГОСТ 7512-82);
акустический (ГОСТ 20415-82).
В качестве вспомогательного метода контроля можно использовать магнитопорошковый метод (ГОСТ 21105-87).
7.5.3.6. Оптимальные сочетания, выбор и порядок применения методов неразрушающего контроля должны определяться в каждом конкретном случае с учетом технологичности средств технической диагностики, разрешающей способности, выявляемости дефектов и производительности контроля.
7.5.3.7. Работы по диагностике внутрипромысловых трубопроводов должны выполняться с применением портативных приборов неразрушающего контроля, передвижных лабораторий дефектоскопии и в стационарных лабораториях с необходимым приборным обеспечением.
7.5.3.8. При определении коррозионного износа трубопроводов следует использовать ультразвуковой, визуальный и визуально-оптический методы контроля с помощью приборов: УТ-93П, УТ-96, ЛП-1, ЛАЗ, лупы Польди и пр.
7.5.3.9. При проведении диагностических обследований состояния внутренней поверхности трубопроводов методом ультразвуковой толщинометрии следует руководствоваться РД «Прогнозирование максимальной глубины коррозии и времени до появления сквозных повреждений трубопроводов по данным ультразвуковой толщинометрии».
Оценка максимальной глубины коррозионного разрушения и наработки трубопровода до отказа (свища) осуществляется путем периодического измерения толщины стенки на контрольных отрезках обследуемого трубопровода и статистической обработки результатов измерений. Работы выполняются в следующей последовательности:
выделение на обследуемом трубопроводе границ однородных по условиям коррозии участков в соответствии с СТП 51.00.021-85;
определение мест расположения на однородных по условиям коррозии участках контрольных отрезков, исходя из условий их доступности и равномерности расположения в пределах однородного участка. В среднем один контрольный отрезок длиной 3,5-4 м должен приходиться на 500 м контролируемого участка трубопровода;
подготовка к проведению измерений, включающая удаление изоляции на контрольных отрезках трубопроводов наземной и надземной прокладки или вскрытие подземного трубопровода и удаление изоляции на длине контрольного отрезка;
проведение измерений и обработка результатов;
восстановление изоляции и засыпка шурфа. На трубопроводах наземной и надземной прокладки и незаглубленных участках подземных трубопроводов рекомендуется обустроить контрольные отрезки для периодического измерения толщин стенок;
графики проведения обследований должны составляться службой технического контроля предприятия и утверждаться его руководителем;
результаты обследования и прогнозирования должны заноситься в паспорт трубопровода.
7.5.3.10. При определении изменений структуры и свойств металла элементов трубопровода следует использовать электромагнитные структуроскопы (МФ-32 КЦ и им подобные).
7.5.3.11. При определении местоположения утечек в трубопроводах следует использовать акустический метод контроля (прибор НЗЭ002).
7.5.3.12. Радиографический контроль можно проводить только в случае, если контролируемый трубопровод освобожден от перекачиваемого продукта.
7.5.3.13. В проведении работ при неразрушающем контроле необходимо пользоваться контрольными и эталонными образцами, изготовленными в соответствии с рекомендациями по применению методов контроля.
7.5.3.14. Контроль качества наружных изоляционных покрытий внутрипромысловых трубопроводов следует проводить в соответствии с ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии», применяя прибор УКИ-1, или осмотром изоляционного покрытия (в том числе и по нижней образующей трубопровода) в шурфах. Шурфованию подлежат участки, на которых возможна коррозионная ситуация, выявленная при анализе статистических данных технической службы НГДУ.
7.5.3.15. При определении коррозионного поражения по нижней образующей трубы измерение следует проводить по дуге в 30° в нижней части трубы через 7-10 мм.
7.5.3.16. При аварии с выходом нефти следует провести обследование трубопровода по обе стороны от места утечки на расстоянии не менее 1 м с использованием средств толщинометрии и ультразвуковой дефектоскопии для обнаружения канавочной коррозии при выходе продукта в нижней части трубы и язвенной коррозии — в случае выхода продукта в другом месте.
При обнаружении коррозионного поражения в контролируемой зоне контроль следует продолжать до момента, когда на расстоянии 1 м не будет обнаружено дефектов.
7.5.3.17. Сварные соединения трубопроводов внутрипромысловых систем с толщиной стенок труб от 4 до 30 мм, выполненные автоматической, полуавтоматической и ручной электродуговой сваркой плавлением, следует контролировать радиографическим и ультразвуковым методами. Эти же методы используются при определении внутренних скрытых дефектов тела трубы (расслоения, закаты).
7.5.3.18. Контроль сварных соединений радиографическим или ультразвуковым методом должен осуществляться после визуального и инструментального контроля, сварные соединения могут подвергаться также дополнительной проверке магнитопорошковым или цветными методами, при этом контролю подвергается поверхность шва и прилегающие к нему зоны шириной по 20 мм в обе стороны от шва.
7.5.3.19. Для проведения визуального контроля сварного соединения следует применять оптические приборы с увеличением до 10 (например, лупы ЛП1, ЛАЗ, ЛА114, ЛПШ474 и др.).
7.5.3.20. При магнитопорошковом контроле используют дефектоскопы типа ПМД-70, а при магнитолюминесцентном дополнительно применяют ультрафиолетовый облучатель (например, типа КД-33Л).
7.5.3.21. Для проведения рентгено- и гаммаграфирования применяют отечественные рентгеновские аппараты и гамма-дефектоскопы. Для контроля сварных соединений трубопроводов наиболее распространены рентгеновские аппараты импульсного типа (например, МИРА-1Д, 2Д, 3Д, НОРА, АРИНА-01, 02 и др.).
7.5.3.22. Для проведения неразрушающего контроля сварных соединений ультразвуковым методом следует использовать эхоимпульсные ультразвуковые дефектоскопы следующих типов: ДУК-66ПМ, УД-11ПУ, УД2-12, УД2-17. В цеховых условиях можно также использовать дефектоскопы УД-10УА и УД-11УА.
7.5.3.23. Ультразвуковой контроль сварных соединений трубопроводов диаметром от 100 до 325 мм проводится с помощью держателей-преобразователей ДП 100-275С, ДП 100-325С.
7.5.3.24. Для настройки аппаратуры при ультразвуковом контроле должны изготавливаться стандартные образцы. Диаметр и толщина стандартных образцов должны соответствовать диаметру и толщине труб, сваренных в трубопровод.
7.5.3.25. При оценке разности твердости околошовной зоны и твердости основного металла труб электромагнитным методом можно применять приборы типов КИФМ-1, МФ31КЦ.
7.5.3.26. Технологию контроля сварных соединений и оформление результатов контроля следует проводить в соответствии с РД 39-0147014-555-89.
7.5.3.27. Трубы, используемые для замены поврежденных участков внутрипромысловых трубопроводов при ремонтно-восстановительных работах, должны быть предварительно проверены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам.
7.5.3.28. Диагностический контроль трубопроводов осуществляется специально подготовленными дефектоскопистами, которые должны иметь соответствующие удостоверения и проходить периодическую аттестацию. Приборы и испытательные образцы для неразрушающего контроля должны проходить периодическую проверку.
7.5.3.29. Результаты контроля должны быть зафиксированы в специальных журналах и заключениях. Журнал — первичный документ, где регистрируются результаты контроля. Сведения в журнал заносит оператор. Заключение — конечный документ (оформляется при сдаче). Форма журнала и заключения устанавливается технической службой НГДУ.
Источник
Надзор за трубопроводами в процессе эксплуатации.
2.4.1.Надежная безаварийная работа трубопровода и безопасность его эксплуатации должны обеспечиваться постоянным наблюдением за состоянием трубопровода и его деталями, своевременным ремонтом в объеме, определенном при осмотре и ревизии, и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла.
2.4.2.Приказом по предприятию в каждом цехе (на каждой установке) должно быть назначено лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов из числа инженерно-технических работников, обслуживающих эти трубопроводы.
2.4.3.Технологические трубопроводы в зависимости от свойств транспортируемой среды делятся на три основные группы А,Б,В, а в зависимости от рабочих параметров среды ( давления и температуры) на пять категорий. При отсутствии в таблице необходимого сочетания параметров используют параметр, по которому трубопровод относят к более высокой категории (Приложение N3).
2.4.4.На технологические трубопроводы категорий I, II и III, а также на трубопроводы всех категорий, транспортирующих вещества при скорости коррозии более 0,5 мм/год начальник установки должен составить паспорт установленного образца (Приложение N2).
Перечень документов, прилагаемых к паспорту:
· схема трубопровода с указанием условного прохода, исходной и отбраковочной толщины элементов трубопровода, мест установки арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, установленных на трубопроводе, места спускных, продувочных и дренажных устройств, сварных стыков (Приложение N3);
· акт ревизии и отбраковки трубопроводов (Приложение N4);
· удостоверение о качестве ремонта трубопроводов .
На остальные трубопроводы на каждой установке необходимо завести эксплуатационный журнал, в котором должны регистрироваться даты проведенных ревизий и данные о ремонтах этих трубопроводов (Приложение N5).
2.4.5.По каждой установке лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопроводов, должен быть составлен перечень ответственных технологических трубопроводов, выполненный в двух экземплярах: один хранится у лица, ответственного за безопасную эксплуатацию трубопроводов, другой – в отделе технического надзора (Приложение N6).
2.4.6.В период эксплуатации трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является постоянное и тщательное наблюдение за состоянием наружной поверхности трубопроводов и их деталей: сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж, арматуру, изоляцию, дренажные устройства, компенсаторы, опорные конструкций и т.п. Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале не реже одного раза в смену.
2.4.7.Надзор за правильной эксплуатацией трубопроводов ежедневно осуществляют инженерно-технические работники объекта, периодически – служба технического надзора совместно с лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопроводов, не реже чем один раз в 12 месяцев.
Вопросы к размышлению:
1. Как классифицируются т/проводы в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой среды?
2. На какие технологические т/проводы необходимо заводить паспорта установленного образца?
3. На какие технологические т/проводы необходимо заводить эксплуатационный журнал установленного образца?
Методы контроля
2.5.1. Основной метод контроля за надежной и безопасной работой технологических трубопроводов — периодические ревизии, которые проводит служба технического надзора совместно с механиками и начальниками установок. Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов указываются в проектах, в случае их отсутствия их устанавливает ОТН в зависимости от скорости их коррозионно-эрозионного износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущего наружного осмотра, ревизии. Сроки должны обеспечивать безопасную, безаварийную эксплуатацию трубопровода в период между ревизиями и не должны быть реже указанных в Приложении 7.
При проведении ревизии особое внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин.
К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающихкоррозию(тупиковые и временно не работающие участки).
2.5.2. Провести наружный осмотр трубопровода.
Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом можно производить без снятия изоляции. Однако если состояние стенок или сварных швов трубопроводов вызывает сомнение, по указанию работника отдела технического надзора должно быть проведено частично или полное удаление изоляции.
Источник
Ревизия технологических трубопроводов
Периодическая ревизия — основной метод контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов.
Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
При проведении ревизии внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки).
Результат ревизии трубопроводов
После проведения ревизии составляются акты, к которым прикладываются все протоколы и заключения о проведенных проверках. Результаты ревизии заносятся в паспорт трубопровода. Акты и остальные документы прикладываются к паспорту.
После истечения проектного срока службы независимо от технического состояния трубопровод должен быть подвергнут экспертизе промышленной безопасности с целью установления возможности и сроков дальнейшей эксплуатации.
Проведение ревизии технологических трубопроводов с давлением до 100 кгс/см2
Состав работ при проведении ревизии технологических трубопроводов с давлением до 10 МПа
- наружный осмотр трубопровода;
- измерение толщины стенок трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях — сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.
Количество участков для проведения толщинометрии и число точек замера для каждого участка определяется в соответствии с документацией и в зависимости от конкретных условий эксплуатации. Результаты замеров фиксируются в паспорте трубопровода.
Проведение выборочной ревизии для трубопроводов высокого давления свыше 100 кгс/см2
Объем выборочной ревизии трубопроводов высокого давления свыше 10 МПа составляет:
- не менее двух участков каждого агрегата установки независимо от температуры;
- не менее одного участка каждого общецехового коллектора или межцехового трубопровода независимо от температуры среды.
При ревизии контрольного участка трубопровода высокого давления следует:
- провести наружный осмотр;
- при наличии фланцевых или муфтовых соединений произвести их разборку, затем внутренний осмотр трубопровода;
- произвести замер толщины стенок труб и других деталей контрольного участка;
- при обнаружении в процессе осмотра дефектов или при возникновении сомнений провести неразрушающий контроль (радиографический, ультразвуковой, магнитный и т.д.);
- при возникновении сомнений в качестве металла проверить его механические свойства и химический состав;
- проверить состояние муфт, фланцев, их привалочных поверхностей и резьбы, прокладок, крепежа, а также фасонных деталей и арматуры, если такие имеются на контрольном участке;
- провести контроль наличия остаточных деформаций, если это предусмотрено проектом;
- провести контроль твердости крепежных изделий фланцевых соединений, работающих при температуре 400 град. С.
Результат ревизии — удовлетворительный
Результаты ревизии считаются удовлетворительными, если обнаруженные отклонения находятся в допустимых пределах.
Результат ревизии — неудовлетворительный
При неудовлетворительных результатах ревизии следует проверить еще два аналогичных участка, из которых один должен быть продолжением ревизуемого участка, а второй — аналогичным ревизуемому участку. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков следует провести генеральную выборочную ревизию этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до 30% каждого из указанных трубопроводов.
Источник