ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 27
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ИЗДАНИЕ ОФИЦИАЛЬН
Требования законодательства РФ и нормативной документации ПАО «Газпром» по оцентке технического состояния объектов и сооружений нефтегазового комплекса.
Очет по заданию. Турсуков В.В. группа ТДОС (ДОТ)-23-01.
МЕТОДИКА
МОНИТОРИНГА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО
СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ
«ВЫСОКОЙ СТОРОНЫ» КС.
1. Основные положения
1.1 Последовательность и объем работ.
1.2 Требования к организациям, обслуживающему персоналу
и средствам контроля.
2 Анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации.
3 Выбор сечений для размещения стационарных датчиков.
4 Требования к системе мониторинга напряженно-деформированного состояния.
5. Регламент мониторинга напряженно-деформированного состояния.
6. Требования безопасности при проведении работ.
Приложение А .Требования к работам по геодезическому
нивелированию.
1. Основные положения
1.1 Последовательность и объем работ
1.1.1 Разработка и монтаж системы мониторинга НДС могут проводиться как на
этапе эксплуатации, так и на этапе строительства, реконструкции или ремонта трубопро-
водов КС и ДКС ОАО «Газпром». Если монтаж системы мониторинга НДС проводится на
этапе эксплуатации трубопроводов, для определения исходных уровней напряжений/де-
формаций на момент установки стационарных датчиков необходимо предварительно про-
вести оценку напряженно-деформированного состояния ТПО в соответствии с Методикой
оценки напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов ком-
прессорных станций [2]. В том случае, когда монтаж системы мониторинга НДС проводит-
ся на этапе строительства, реконструкции или ремонта трубопроводов, замыкающий стык
должен выполняться после установки датчиков контроля НДС.
1.1.2 Отслеживаемые в ходе мониторинга изменения уровня НДС ТПО являются след-
ствием воздействия непроектных нагрузок, связанных с изменением высотного положения
опорной системы. Контроль высотных отметок трубопроводов осуществляется с помощью
геодезического нивелирования в соответствии с приложением А.
1.1.3 При создании системы мониторинга НДС ТПО работы должны проводиться в
следующем порядке:
- анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;
- выбор сечений для размещения стационарных датчиков контроля НДС;
- монтаж стационарной системы мониторинга НДС;
- разработка регламента мониторинга и обучение персонала эксплуатирующей органи-
зации.
1.2 Требования к организациям, обслуживающему персоналу и средствам контроля
1.2.1 Привлекаемые для разработки систем мониторинга НДС трубопроводов специа-
лизированные организации должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-3.5-046.
1.2.2 К проведению контроля допускаются специалисты, прошедшие обучение по
используемому методу НК с аттестацией на уровень квалификации не ниже второго, в соот-
ветствии с ПБ 03-440-02 [3].
1.2.3 Используемые приборы и другие средства НК должны иметь необходимые доку-
менты, подтверждающие правомерность их применения.
2. Анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации
2.1 Эксплуатирующая организация обязана предоставить исполнителю работ по мони-
торингу НДС всю имеющуюся проектную, исполнительную и эксплуатационную документа-
цию по объекту мониторинга.
2.2 По проектной документации необходимо проанализировать:
- чертежную документацию на трубопровод с опорами и подвесками;
- характеристику грунтов на локальных участках трубопровода;
- диаметры и толщины стенок, сведения о материале труб, характеристики соедини-
тельных фасонных изделий;
- план и профиль трубопровода, проектные решения на отдельных участках;
- расчет трубопровода на прочность (выписку из него с указанием обозначения расче-
та), содержащий перечень рассчитываемых узлов трубопровода, действующих на них нагру-
зок и температурных воздействий, а также перечень режимов эксплуатации;
- производственные инструкции (технологические регламенты) по эксплуатации тру-
бопроводов.
2.3 По исполнительной документации необходимо проанализировать:
- комплект схем и чертежей трубопровода, которые должны давать возможность кон-
троля соответствия трубопровода требованиям проекта, оснащения контрольно-измеритель-
ными приборами и т.п., с указанием расположения сварных соединений и опор;
- согласования по отклонению от проектной документации.
2.4 По эксплуатационной документации необходимо проанализировать:
- технические условия работы объекта (температура и давление рабочей среды, давле-
ние и температура испытаний, испытательная среда, срок службы);
- сертификаты на трубы и другие элементы ;
- результаты технического освидетельствования;
- отказы, имевшие место за период с начала пусконаладочных работ, связанные с подвиж-
ками опорной системы и грунтов;
- данные о реконструкции трубопровода.
2.5 По результатам анализа технической документации составляется заключение,
содержащее:
- перечень проанализированной документации;
- сведения об исходных данных о трубопроводе;
- сведения о ремонте и реконструкции трубопровода;
- сведения об отказах и истории нагружения трубопровода.
2.6 Если имели место отклонения положения труб от проектных параметров, то должна
быть установлена их возможная причина:
- вследствие некорректного исполнения проектных заданий;
- подвижек фундаментных оснований опор трубопроводов;
- просадки подземных трубопроводов в процессе эксплуатации.
2.7 При отсутствии какой-либо технической документации, в особенности касаю-
щейся материалов и механических свойств отдельных элементов ТПО (сертификаты и пас-
порта труб, отводов, тройников и т.д.), должны быть выполнены работы по ее восстановлению
в соответствии с Временной инструкцией по восстановлению технической документации на
технологические трубопроводы компрессорных станций, дожимных компрессорных станций
и станций подземных хранилищ газа [4].
3. Выбор сечений для размещения стационарных датчиков
3.1 Контроль НДС трубопроводов производится в зонах локализации напряжений при
возможных непроектных кинематических нагрузках, связанных с перемещением опорной
системы трубопроводов. Зоны локализации напряжений определяются на основе статическо-
го расчета в соответствии с Методикой оценки напряженно-деформированного состояния
технологических трубопроводов компрессорных станций [2].
3.2 Расчеты на статическую прочность выполняются для проектных нагрузок и для воз-
можных отдельных (и в сочетаниях) кинематических нагрузок от опорной системы. Целью
расчетов является выявление сечений трубопроводов с максимальными напряжениями для
установки в этих сечениях стационарных датчиков.
3.3 Требования, предъявляемые к средствам расчета – программным пакетам:
- приобретенное средство расчета должно быть лицензионным программным продук-
том;
- если средство расчета является собственным программным продуктом, оно должно
быть апробировано на достаточном количестве верификационных задач с известными анали-
тическими решениями в области строительной механики;
- программное средство расчета должно предоставлять численные результаты расчетов
статических напряжений и перемещений элементов конструкций в балочной или стержневой
постановке задачи безотносительно основ численных методов;
- программное средство должно иметь возможность учитывать при расчете нагрузки
типа сосредоточенных и распределенных сил, давлений, моментов, гравитационных и темпе-
ратурных нагрузок, а также нагрузок, заданных в виде перемещений;
- расчетные схемы для определения НДС ТПО в части задания нагрузок, воздействий
и коэффициентов надежности по нагрузке должны быть составлены с учетом требований
СНиП 2.05.06-85* [1];
- расчетные схемы должны адекватно отражать условия закрепления в граничных усло-
виях, виды нагрузок, конструкции опор с трением, характеристики жесткости и линейные
размеры запорно-регулирующей арматуры и т.д.
3.4 При задании нагрузок в расчетных схемах должны быть учтены:
- собственный вес трубопроводов и конструкций;
- номинальное внутреннее давление;
- температурные перепады;
- силы трения на опорах;
- возможные кинематические нагрузки в перемещениях.
3.5 Если программное средство основано на методах конечных элементов, размер
элемента должен определяться в каждой конкретной модели из соображений допустимости
расчетной погрешности и представительности графической формы результатов расчета.
Для расчетной схемы ТПО КЦ в балочной постановке (диаметр труб от 325 до 1020 мм) раз-
мер элемента должен находиться в пределах от 0,1 до 0,5 м.
3.6 Для подземных участков трубопроводов расчетная схема должна отражать условия
работы трубопровода и взаимодействие его с грунтом в части весовой нагрузки и фактической
опорной системы.
3.7 При выполнении статических расчетов расчетные схемы должны быть скорректи-
рованы в граничных условиях с учетом измеренных фактических статических перемещений
под нагрузкой.
3.8 Результаты расчетов должны содержать:
- числовые данные по перемещениям, внутренним усилиям и напряжениям;
- эпюры перемещений, максимальных эквивалентных или продольных напряжений,
продольных сил и изгибающих моментов;
- табличные значения продольных напряжений в расчетных узлах, соответствующих
положению площадок измерения напряжений при заданиях в расчетной схеме нагрузок и гра-
ничных условий на момент проведения измерений.
3.9 В результатах расчетов должны быть указаны участки с максимальными уровнями
напряжений, а также даны сопутствующие пояснения о допустимости/недопустимости рас-
четных значений по отношению к нормативным значениям.
4. Требования к системе мониторинга напряженнодеформированного
состояния
4.1 Первичные (датчики) и вторичные (индикация результатов измерения) средства
контроля НДС должны обеспечивать:
- возможность контроля деформации и/или напряжений в продольном (осевом) напра-
влении трубы;
- погрешность измерений деформаций (напряжений) не более 5 %;
- стабильность измерений в диапазоне температур от минус 40 °С до плюс 100 °С;
- флуктуацию (отклонения) показаний измерений вследствие ползучести крепежных
элементов не более 1 % в год;
- диапазон измеряемых деформаций не менее 2 ×10-3.
Датчики должны быть обеспечены системой температурной коррекции или термоста-
тической защитой и иметь гидромеханическую защиту.
Конструкция средств контроля должна соответствовать требованиям безопасности,
установленным на КС (искровзрывобезопасность и т.п.).
4.2 В качестве стационарных датчиков контроля НДС ТПО используются следующие
первичные средства измерения:
- бумажные или фольговые тензорезисторы;
- тензодатчики струнного типа;
- оптоэлектронные измерители перемещений (деформаций);
- магнитошумовые датчики;
- акустические датчики;
- механические тензопреобразователи.
4.3 Бумажные или фольговые тензорезисторы с надежной гидромеханической защитой
тензорозеток могут быть использованы, если назначенный срок мониторинга НДС не превы-
шает двух лет. Кроме того, бумажные тензорезисторы должны быть продублированы в каждой
розетке. При назначенном сроке мониторинга НДС более двух лет в качестве стационарных
датчиков должны быть использованы тензодатчики струнного типа или механические тензо-
преобразователи. Технические характеристики струнных датчиков деформации, удовлетво-