ВРД 39-1.10-063-2002

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

Общество с ограниченной ответственностью

"Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГAЗ"

СИСТЕМА НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами

ВРД 39-1.10-063-2002

Дата введения 2002.06.17

Предисловие

РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"

ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром"

СОГЛАСОВАН Управлением науки, новой техники и экологии ОАО "Газпром"; Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром"; ООО "Газнадзор" (письмо № 30-3-9/196 от 27.02.2002 г.); Госгортехнадзором России (письмо № 10-03/573 от 06.06.2002 г.)

УТВЕРЖДЕН Членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком "17" июня 2002 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ "17" июня 2002 г.

ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ

ВРД РАЗРАБОТАЛИ:

От ООО "ВНИИГАЗ": сотрудники научного направления "Надежность, защита от коррозии, ремонт и ресурс газопроводных систем и объектов ЕСГ": д.т.н. Тухбатуллин Ф.Г., д.т.н. проф. Харионовский В.В., д.т.н. Черний В.П., к.т.н. Курганова И.Н., к.т.н. Городниченко В.И., к.т.н. Бегеев Т.К., инженеры Орлова Е.М., Алкаева В.А., Широков М.А., Курганова М.А.

от ОАО "Газпром": к.т.н. Салюков ВВ., к.т.н. Митрохин М.Ю., к.т.н. Шилин АН.

от ОАО "Газнадзор": к.т.н. Шапиро В.Д.

от ООО "Подводгазэнергосервис": к.т.н. Фесенко С.С.

от РГУ им. И.М. Губкина: к.т.н. Шарыгин A.M.

1 Область применения

1.1 Действие Инструкции распространяется на проведение отбраковки труб с вмятинами и (или) гофрами линейной части магистральных газопроводов (далее - газопроводов), указанных в СНиП 2.05.06-85*, диаметром до 1420 мм включительно, запроектированных на рабочее давление от 1,2 до 10 МПа.

1.2 Требования Инструкции обязательны для газотранспортных предприятий ОАО "Газпром", занимающихся эксплуатацией и ремонтом линейной части магистральных газопроводов.

2 Нормативные ссылки

В настоящем ВРД использованы ссылки на следующие нормативные документы:

СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы.

Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов, ВНИИГАЗ, 1985.

ВРД 39-1.10-013-2000 Руководящий документ по применению композитных материалов фирмы "Порсил ЛТД" (г. Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности с дополнением "оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530-1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов ОАО "Газпром".

Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов, ВНИИГАЗ, 1984

ВСН 51-1-97 Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов.

3 Определения, обозначения и сокращения

В настоящем ВРД использованы следующие термины с соответствующими определениями, а также обозначения и сокращения:

Вмятина - нарушение формы сечения трубы в виде местного плавного изменения формы поверхности, образующегося при действии на наружную поверхность трубопровода сосредоточенной или распределенной поперечной нагрузки.

Примечание: Действие поперечной нагрузки происходит, как правило, одновременно с изгибом трубопровода как стержня. Размеры вмятины в продольном и поперечном (окружном) направлениях отличаются незначительно.

Гофр - нарушение формы сечения трубы в результате потери местной устойчивости стенки трубы, когда при изгибе трубопровода в сжатой зоне развиваются чрезмерные пластические деформации.

Примечание: Гофр вытянут в окружном направлении и имеет малую длину по оси трубопровода. Гофр может иметь, кроме основной волны, дополнительные (вторичные) волны меньшей высоты.

ОБПР - оставить без проведения ремонта

ОСПР - оставить с проведением ремонта

УПП - удалить по плану

УВП - удалить вне плана

D - диаметр газопровода наружный, мм;

E - модуль Юнга, МПа;

2a, 2b - размеры вмятины в продольном и кольцевом направлении, мм;

δ - толщина стенки трубы, мм;

р - рабочее (нормативное) давление в газопроводе, МПа;

pf - фактическое внутреннее давление в данном сечении газопровода в момент обследования (определения размеров вмятины или гофра), МПа;

r - радиус средней линии сечения трубы, мм;

t, и - безразмерные параметры вмятины (гофра);

w00 - начальная глубина вмятины (гофра) при отсутствии внутреннего давления, мм;

wр0 - глубина вмятины (гофра) при действии внутреннего давления (во время обследования), мм;

ε2,0 - максимальная начальная остаточная окружная изгибная деформация;

ε1,0 - максимальная начальная остаточная продольная изгибная деформация;

Δε2 - приращение окружных изгибных деформаций при действии внутреннего давления;

Δε1 - приращение продольных изгибных деформаций при действии внутреннего давления;

ν - коэффициент Пуассона для материала труб.

4 Основные положения

4.1 В настоящей Инструкции представлены методы обследования участков магистральных газопроводов, содержащих нарушения формы поперечного сечения в виде дефектов типа вмятин и гофр, методика оценки их напряженного и деформированного состояния, а также порядок отбраковки.

4.2 Положения Инструкции основаны на применении методов теории тонких оболочек для оценки начальных (остаточных) деформаций и приращений деформаций при нагружении внутренним давлением. Даны критериальные условия для оценки опасности эксплуатации обследованных газопроводов с вмятинами и гофрами.

4.3 Решение об отбраковке или допустимости дальнейшей эксплуатации труб с вмятинами и (или) гофрами должно основываться на результатах натурного обследования конкретного участка газопровода, осуществляемого с учетом данных внутритрубной дефектоскопии (если они имеются).

4.4 Сроки и методы натурного обследования и последующего ремонта дефектных участков устанавливаются газотранспортным предприятием и согласовываются с ОАО "Газпром" исходя из технологических параметров, условий эксплуатации газопровода и данных о дефектах участков газопровода, полученных в результате внутритрубной дефектоскопии (если она проводилась).

4.5 Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации (без предварительного ремонта, с ремонтом) или решения по отбраковке дефектного участка газопровода производится комиссией, назначаемой руководителем линейного производственного управления (ЛПУМГ) с участием представителя Госгортехнадзора России и ООО "Газнадзор".

4.6 Вскрытие (отрывка шурфов) и обследование дефектного участка газопровода должны выполняться при соблюдении Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов. Если по данным внутритрубной дефектоскопии в месте отрывки шурфа имеется вмятина, гофр или иное повреждение тела трубы, давление в газопроводе перед началом работ должно быть снижено не менее чем на 30 % от максимального разрешенного рабочего давления на обследуемом участке.

5 Обследование дефектных участков газопроводов

5.1 Работа комиссии (см. п.4.5) основывается на предоставляемой ей проектной, строительной (исполнительной) и эксплуатационной документации, данных внутритрубной дефектоскопии (если они имеются) и результатах наружного обследования дефектного участка газопровода.

5.2 Для небольших по глубине (до одной толщины стенки трубы) плавных вмятин и гофр допускается (при отсутствии надрывов, отслоений и иных дефектов изоляционного покрытия) поиск дефектов стенки трубы в месте вмятины или гофра производить без снятия защитной изоляции (через слой изоляции) дефектоскопами типа МВД-2 (магнитовихретоковый дефектоскоп) или другими аналогичными приборами. При этом зачистку изоляционного покрытия производят только при обнаружении указанными приборами дефектов стенки трубы в месте вмятины или гофра.

5.3 Для проведения наружного обследования труб с более значительными дефектами (более одной толщины стенки трубы) производят зачистку изоляционного покрытия и удаление продуктов коррозии в пределах дефекта и на прилегающих участках длиной не менее 500 мм.

5.4 Наружное обследование дефектного участка состоит из визуального осмотра, замеров геометрических параметров дефектов, проведения неразрушающего контроля состояния стенки трубы и толщинометрии (определения фактической толщины) стенки трубы в месте дефекта.

5.5 Визуальным осмотром дефект классифицируют (вмятина или гофр), определяют положение его осей; в случае гофра устанавливают количество волн. Фиксируют поверхностные повреждения стенки трубы (задиры, риски, царапины, трещины, коррозия и др.) в зоне дефекта. Фиксируют расположение сварных швов относительно зоны дефекта, а также плавность сопряжения краев дефекта с основной поверхностью трубы.

5.6 Инструментальными замерами геометрических параметров определяют длину дефекта вдоль оси газопровода, его ширину (по дуге окружности) и глубину. Кроме того, составляют примерный эскиз профиля центрального продольного сечения дефекта, образованного условной плоскостью, проходящей через ось трубы и центр дефекта с целью определения наличия вторичных волн

5.7 Определение фактической толщины трубы и неразрушающий контроль состояния металла в области дефекта осуществляют ультразвуковыми, магнитными дефектоскопами, а также иными средствами, позволяющими одновременно фиксировать толщину стенки трубы и выявлять дефекты в стенке, включая внутреннюю поверхность трубы (трещины, расслоения и пр.).

5.8 Обследование участков, проходящих по обводненной и заболоченной местности, под автомобильными и железными дорогами, а также подводных переходов проводят с использованием внутритрубных дефектоскопов.

5.9 По результатам проведенного наружного обследования составляют акт с внесением всех выявленных и измеренных параметров. Форма акта приведена в Приложении А.

6 Оценка деформированного состояния газопровода в области вмятины и (или) гофра

6.1 Для оценки деформированного состояния вмятины и (или) гофра используют:

- геометрические параметры сечения газопровода (наружный диаметр и фактическую толщину стенки трубы);

- габаритные размеры дефекта в продольном и окружном направлении и его глубину;

- физические характеристики материала труб (модуль упругости и коэффициент Пуассона);

- рабочее (нормативное) давление в газопроводе;

- фактическое давление газа в данном сечении газопровода.

6.2 Геометрические размеры вмятины (на рисунке 1 представлены продольный и поперечный разрезы вмятины) характеризуются длиной 2а, шириной 2b и начальной глубиной w00 (при отсутствии давления). Глубина дефекта, замеренная при действии внутреннего давления р, обозначена через wр0.

Рисунок 1 - Продольное (а) и поперечное (b) сечения газопровода в области вмятины

6.3 Для нарушений формы сечений обоих типов (вмятина или гофр), не содержащих дефектов стенки трубы, определяют расчетным путем максимальные значения остаточных продольных и окружных изгибных деформаций и их приращений от действия внутреннего давления газа по следующим формулам (ниже даны формулы для абсолютных значений деформаций и их приращений):

- остаточные окружные |ε2,0| и продольные |ε1,0| изгибные деформации в области дефекта в его начальном незагруженном состоянии:

;                                                        (1)

,                                                         (2)

где δ - толщина стенки трубы, мм;

r - радиус средней линии сечения трубы, мм;

w00 - начальная глубина вмятины (гофра) при отсутствии внутреннего давления (мм);

и, t - безразмерные параметры вмятины (гофра).

- приращения окружных Δε2 и продольных Δε1 изгибных деформаций при нагружении внутренним давлением:

;                                               (3)

,                                                (4)

где U * - безразмерный параметр, характеризующий энергию деформации вмятины (гофра) при действии внутреннего давления;

р* - безразмерный параметр внутреннего давления.

6.4 Входящие в формулы (1-4) величины определяют по формулам

r = (D - δ)/2;                                                             (5)

;                                                                (6)

;                                                               (7)

;                                                     (8)

U * = 225t4 + 27νt2(9u2 - 5) + 25(3u4 + 1),                                    (9)

где D - наружный диаметр газопровода, мм;

р - рабочее (нормативное) давление в газопроводе, МПа;

E = 206000 МПа - модуль упругости материала трубы;

ν = 0,3 - коэффициент Пуассона материала трубы,

6.5 Глубину дефекта w00, мм, при отсутствии внутреннего давления определяют по формуле

w00 = (1 - H)-1wp0,                                                       (10)

,                                                (11)

где Н - параметр, характеризующий перемещения в дефекте при действии внутреннего давления;

- параметр внутреннего давления, который определяют из выражения (8), в котором вместо рабочего давления р подставляется фактическое давление pf.

6.6 Относительную глубину дефекта определяют go формуле

.                                                           (12)

7 Отбраковка труб с вмятинами и (или) гофрами

7.1 Комиссия на основе изучения документации и полученных результатов обследования дефектного участка определяет тип дефекта: вмятина или гофр.

7.2 Вырезке подлежат участки газопровода с вмятинами или гофрами (независимо от геометрических размеров дефекта) в случае, если:

- вмятина или гофр находится на участке, газопровода категории В по СНиП 2.05.06-85*;

- вмятина или гофр находится на соединительной детали (тройнике, отводе, переходнике, сферическом днище), за исключением кривых вставок холодной гибки с радиусом кривизны R≥40D;

- вмятина или гофр находится в зоне расположения кольцевого или продольного сварного шва или в зоне термического влияния сварных швов;

- в площади вмятины или гофра обнаружены дефекты стенки трубы любого происхождения (трещины, царапины, задиры, утонения стенки коррозионного или иного происхождения и др.). При этом необходимо путем применения неразрушающих методов контроля убедиться, что дефекты стенки трубы отсутствуют не только на наружной, но и на внутренней поверхности трубы в зоне вмятины или гофра;'

- края вмятины иди гофра не имеют плавного сопряжения с основной поверхностью трубы (имеют место изломы поверхности на границе сопряжения).

7.3 Проверке соответствия допускаемым значениям подлежат следующие параметры дефекта:

- остаточные продольные изгибные деформации;

- приращения продольных изгибных деформаций при действии внутреннего давления, газа;

- остаточные окружные изгибные деформации;

- приращения окружных изгибных деформаций при действии внутреннего давления газа;

- относительная глубина дефекта.

7.4 Для вмятин или гофр, которые не подпадают под определения 7.2, предусмотрены следующие варианты принятия решений в зависимости от уровня значений контролируемых параметров:

ОБПР - продолжать эксплуатацию участка газопровода в прежнем режиме без проведения ремонта. Дефект с имеющимися параметрами является неопасным с точки зрения прочности трубопровода, изоляционное покрытие не нарушено и работоспособно;

ОСПР - продолжать эксплуатацию участка газопровода в прежнем режиме с проведением ремонта; под ремонтом в этом случае подразумевается восстановление формы трубы (с помощью полимерных композиционных материалов в соответствии с ВРД 39-1.10-013) и ее переизоляция в месте дефекта;

УПП - участок трубы в зоне дефекта следует вырезать при наступлении очередного планового ремонта с остановкой перекачки газа и вварить катушку;

УВП — участок трубы в зоне дефекта следует удалить немедленно либо в случае невозможности остановки перекачки газа сбросить давление в трубопроводе до безопасного уровня, отложив удаление дефектного участка и вварку катушки до момента плановой остановки работы газопровода, проведя временный ремонт по технологии, указанной в ВРД 39-1.10-013.

7.5 Рекомендуемые решения в зависимости от допускаемых значений проверяемых параметров дефектов для участков магистральных газопроводов Ш-IV категорий по СНиП 2.05.06-85* даны в таблице.

Допускаемые значения проверяемых параметров и соответствующие им рекомендуемые решения для участков магистральных газопроводов

III-IV категорий с вмятинами (гофрами)

7.6 Решение по дефектному участку (ОБПР, ОСПР, УПП, УВП) назначают по тому параметру из всех проверяемых, который имеет наибольшее значение относительно допускаемых значений, то есть принимается самое жесткое из всех рекомендуемых решений.

7.7 Для вмятин или гофр, расположенных на участках магистральных газопроводов категорий I-II по СНиП 2.05.06-85*, все значения параметров, указанные в таблице, следует умножить на. понижающий коэффициент, равный 0,833.

7.8 Минимальные размеры вырезаемой катушки вдоль оси газопровода принимают равными длине вмятины или гофра плюс половина диаметра трубы с каждой стороны дефекта.

7.9 Приемку отремонтированных участков газопроводов осуществляют по нормативным документам на соответствующие виды ремонта (капитальный, текущий). Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов и ВСН 51-1-97.

7.10 Примеры расчета в среде EXCEL допустимости вмятин или гофр, не подпадающих под определения 7.2 настоящего ВРД, для участков газопровода III-IV категорий даны в Приложении Б. В примерах условно считается, что фактическое давление совпадает по величине с рабочим (нормативным).

Приложение А

(обязательное)

АКТ

обследования технического состояния дефектного участка газопровода

(форма)

"____"____________200_г.                                                                                 Населенный пункт

Составлен комиссией в составе:___________________________________________________

______________________________________________________________________________

______________________________________________________________________________

в том, что в период с____________ по_______________200__г.

было выполнено обследование технического состояния дефектного участка

______________________________________________________________________________

(наименование магистрального газопровода, пикетаж, название предприятия, ЛПУ)

______________________________________________________________________________

Технические характеристики объекта:

- категория участка газопровода__________________________________________

- возраст трубопровода_________________________________________________

- диаметр_____________________________________________________________

- толщина стенки (номинальная и фактическая)

- марка стали__________________________________________________________

- завод-изготовитель труб_______________________________________________

- конструктивные особенности обследуемого участка________________________

Результаты обследования:

Внутритрубная дефектоскопия:

выполнялась (не выполнялась)___________________________________

имеющиеся результаты (тип дефекта, размеры дефекта)______________

Характеристики дефекта по результатам натурного обследования:

- тип дефекта (гофр, вмятина)__________________________________

- направления осей симметрии дефекта (относительно продольного и окружного направления трубопровода) _________________________________

- наличие вторичных волн (для гофра)__________________________

- расположение сварных швов трубопровода относительно зоны дефекта (расстояние продольного и ближайшего кольцевого сварного шва до границы зоны дефекта)_____________________________

- расположение дефекта относительно зоны термического влияния сварного шва ______________________________________.

Результаты замеров геометрических параметров дефекта и сопряжение краев дефекта:

- длина _______________________________________________

- ширина ______________________________________________

- глубина _____________________________________________

- кривизна сопряжения краев дефекта _____________________

Результаты визуального осмотра по выявлению поверхностных повреждений стенки трубы и изоляционного покрытия в зоне дефекта:

- задиры ______________________________________________

- риски _______________________________________________

- царапины ____________________________________________

- трещины ____________________________________________

- коррозия или эрозия___________________________________

- состояние изоляционного покрытия в месте дефекта (надрывы, отслоения и др.) _____________________________________

Результаты проведения неразрушающего контроля в области вмятины, гофра

______________________________________________________________________________

дефект(ы) имеется(имеются)

______________________________________________________________________________

тип дефекта(ов), характеристики

Решение комиссии: ______________________________________________

(ОБПР, ОСПР, УПП, УВП)

Председатель комиссии                                                            (подпись)

Члены комиссии                                                                        (подписи)

Приложение Б

(рекомендуемое)

Примеры расчета в среде EXCEL допустимости вмятин или гофр, не подпадающих под определения 7.2, для участков газопровода III-IV категорий

Вмятины (примеры 1-4)

Пример№ 1

Исходные данные

Расчет, оценка и рекомендуемые решения

Пример № 2

Исходные данные

Расчет, оценка и рекомендуемые решения

Пример № 3

Исходные данные

Расчет, оценка и рекомендуемые решения

Пример № 4

Исходные данные

Расчет, оценка и рекомендуемые решения

Гофры (примеры 5-8)

Пример № 5

Исходные данные

Расчет, оценка и рекомендуемые решения

Пример № 6

Исходные данные

Расчет, оценка и рекомендуемые решения

Пример № 7

Исходные данные

Расчет, оценка и рекомендуемые решения

Пример № 8

Исходные данные

Расчет, оценка и рекомендуемые решения

Содержание

Введение

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Определения, обозначения и сокращения

4 Основные положения

5 Обследование дефектных участков газопроводов

6 Оценка деформированного состояния газопровода в области вмятины и (или) гофра

7 Отбраковка труб с вмятинами и (или) гофрами

Приложение А Акт обследования технического состояния дефектного участка газопровода (форма)

Приложение Б Примеры расчета в среде EXCEL допустимости вмятин или гофр, не подпадающих под определения 7.2, для участков газопровода III-IV категорий