Технологическое утонение трубопровода это

Киселёв А.В. Главный эксперт Центра «Механика»

Хадиев Р.З. Начальник ЛНКиД СТНУНиД ЗАО «Сибур-Химпром»

Белов Д.А. Ведущий инженер НК ЛНКиД

В 2013 году перед специалистами лаборатории неразрушающего контроля и диагностики ЗАО «Сибур-Химпром» была поставлена задача повышения качества обследования наиболее ответственного технологического оборудования и трубопроводов путем перехода от выборочных измерений к сплошному сканированию.

Было принято решение о внедрении новых систем, позволяющих выполнять сплошной высокопроизводительный контроль бесконтактным способом различных объектов: трубопроводов из магнитных и не магнитных материалов, змеевиков технологических печей, стенок сосудов и трубных пучков теплообменников.

Одним из главных требований к системе было надежное выявление коррозии, эрозии, язв, механического износа труб, а также определение остаточной толщины.

В результате предварительного анализа предложений такой аппаратуры было решено выбрать систему неразрушающего контроля TiS 8C производства компании TesTex, Inc. (США). Принцип действия прибора основан на использовании низкочастотного поля вихревых токов.

Данный способ позволяет преодолеть ограничения, присущие традиционным вихретоковым системам при контроле объектов из углеродистой стали и толстостенных аустенитных труб.

Система работает в низкочастотном диапазоне, что позволяет одновременно выявлять дефекты как на внешней, так и на внутренней поверхностях.

Рис. 1. Состав системы Промышленный мини-компьютер Электронный блок Сканер

Основные преимущества системы TiS 8C:

• Система позволяет проводить обследование как немагнитных труб, так и ферромагнитных объектов с толщиной стенки до 22 мм.
• Бесконтактный метод. Требования по подготовке поверхности – минимальные. Возможен контроль через слой краски, ржавчину или покрытие.
• Система компактная, управляется одним оператором. Вес системы не превышает 3 кг (включая 2 электронных блока и сканер)
• Возможен контроль труб при доступе как с внешней, так и с внутренней стороны. При обследовании технологических трубопроводов с внешней стороны применяются многоканальные сканеры. При контроле трубных пучков теплообменников используются внутритрубные преобразователи различных диаметров.

Рис. 2. Многоканальные сканеры для обследования трубопроводов с внешней стороны	Рис. 3. Преобразователь для контроля трубных пучков теплообменников

Сканеры и внутритрубные преобразователи системы TiS 8C изготавливаются под определенные диаметры труб. При этом сканеры могут быть перестроены для труб ближайших диаметров на 1-2 типоразмера. Например, сканер с номинальным диаметром 254 мм может быть перестроен для труб диаметром 219 и 273 мм.

Испытания системы TiS 8C

В рамках ПАО «СИБУР Холдинг» был выполнен ряд полевых демонстрационных испытаний системы TiS 8C. Обследовались действующие технологические трубопроводы, а также образцы труб с реальными эксплуатационными дефектами. Испытания проводились на территории предприятий ООО «Сибур-Кстово», ООО «Томскнефтехим», ЗАО «Сибур-Химпром».

Испытания на территории ООО «Сибур-Кстово»

Испытания проводились на действующих технологиhhhческих трубопроводах без вывода их из эксплуатации. Были обследованы следующие участки:

— Участок МЦК и ФХ (факельное хозяйство). Диаметр, толщина: 219 x 8,3 мм.

— Линия 2445. ШФЛУ из цеха №54 на ЭП-300. Диаметр, толщина: 219 x 8,5 мм.

— Линия 2049. Этилен с ЭП-300 до головных сооружений. Диаметр, толщина: 219 x 9 мм.

— Линия 2039. Бензин в резервуары парка тит. 6004. Диаметр, толщина: 219 x 7 мм.

— Линия 180б. Оборотная вода от коллектора до Т-68/12. Диаметр, толщина: 219 x 6,5 мм.

В результате контроля было обнаружено несколько утонений глубиной 10-38% от номинальной толщины стенки трубы. Обследование труб проводилось без подготовки поверхности через слой краски.

Рис. 4. Сканирование трубопровода	Рис. 5. Дефектный участок трубопровода оборотной воды

Наибольшее утонение глубиной 38% (с остаточной толщиной 4 мм) на внутренней поверхности трубы было обнаружено на участке трубопровода оборотной воды. С помощью системы TiS 8C утонение было локализовано до области диаметром 40 мм. Область дефекта была очищена от краски. Результаты были подтверждены с помощью ультразвукового толщиномера.

Испытания на территории ООО «Томскнефтехим»

Испытания системы TiS 8C были проведены в апреле 2013 г. на территории лаборатории металлов ООО «Томскнефтехим».

Был обследован образец трубы печи пиролиза диаметром 89 мм, с толщиной стенки 8 мм, немагнитный, содержащий реальные эксплуатационные дефекты на внутренней поверхности — утонения различной глубины.

В результате сканирования образца были обнаружены несколько утонений. Дефекты были локализованы до области 3 – 4 см диаметром. Затем проводилась ультразвуковая толщинометрия (УЗТ) для подтверждения результатов.

Рис. 6. Сканирование образца

Рис. 7. Сигналы от утонений глубиной 54%, 30% и 20% от номинальной толщины стенки трубы	Рис. 8. Сигнал от утонения глубиной 50% от номинальной толщины стенки трубы

При визуальном осмотре внутренней поверхности образца наличие утонений в указанных местах было подтверждено.

Рис. 9. Результаты визуального осмотра внутренней поверхности образца

Испытания на территории ЗАО «Сибур-Химпром»

Испытания системы TiS 8C были проведены в мае 2013 г. на производственной территории ЗАО «Сибур-Химпром». Был обследован образец, изготовленный из трубопровода печи пиролиза, содержащий естественные эксплуатационные дефекты, а также образец трубы из ферромагнитного материала с искусственными дефектами в виде проточек.

Образец №1. Отвод трубы печи пиролиза

Образец представляет собой отвод трубы печи пиролиза диаметром 140 мм с толщиной стенки 22 мм, изогнутый на 180º. Образец содержит две дефектные области: (1) – утонение и продольная трещина, (2) — язва на внутренней поверхности.

Рис. 10. Сканирование образца №1

Рис. 11. Область дефектов (1)

Ниже приведены сигналы, полученные при сканировании области дефектов (1) и (2).

Рис. 12. Сигнал от области дефектов (1) – утонение и продольная трещина	Рис. 13. 3D изображение
Рис. 14. Дефект (2) (Язва на внутренней поверхности)	Рис. 15. Сигнал от дефекта (2)

• Образец №2. Участок трубопровода из ферромагнитного материала
• Образец диаметром 114 мм с толщиной стенки 6 мм, имеет 2 искусственных дефекта глубиной 2 мм на внутренней поверхности:
• (1) – имитация коррозионной язвы
• (2) – продольная проточка (имитация эрозии)

Рис. 16. Сканирование образца №2

Рис. 17. Дефекты образца №2

Ниже приведены сигналы, полученные при сканировании.

Рис. 18. Сигнал от дефектов образца №2.

Таким образом, в результате полевых демонстрационных испытаний, выполненных в рамках ПАО «СИБУР Холдинг», была подтверждена возможность системы TiS 8C выявлять различные дефекты ферромагнитных и немагнитных технологических трубопроводов при их сплошном сканировании. Испытания системы были признаны успешными. В результате на предприятии ЗАО «Сибур-Химпром» было принято решение о внедрении системы.

Для обследования участков труб змеевиков с ограниченным доступом в комплектацию системы помимо стандартных сканеров был включен также специальный низкопрофильный сканер. Данный сканер позволяет проводить контроль при расстоянии между трубами 4 см и более.

Рис. 19. Специальный низкопрофильный сканер для контроля труб в условиях ограниченного доступа

Для подготовки сотрудников лаборатории неразрушающего контроля и диагностики ЗАО «Сибур-Химпром» к работе с системой были привлечены специалисты компании ООО «ПАНАТЕСТ» — официального представителя фирмы TesTex, Inc. на территории России. В течение трехдневного технического тренинга специалисты ЗАО «Сибур-Химпром» освоили систему.

Практические результаты

Первые практические результаты были получены в 2014 году. С использованием системы TiS 8C был проведен сплошной контроль змеевиков четырех печей пиролиза.

Объект контроля

Установка пиролиза смонтирована в 1973-1974 гг. На установке имеется 7 двухтопочных печей пиролиза. В работе постоянно находятся 4-6 печей. Наиболее распространенные дефекты в процессе работы печи это прогары труб и отводов из-за язвенного коррозионного износа, а также отдулины, трещины, деформация труб.

По технологическому регламенту печь пиролиза работает 1440 часов. Затем производится паровыжиг печи и закалочно-испарительных аппаратов (ЗИА-1 и ЗИА-3).

Затем печь останавливается, после чего специалисты лаборатории неразрушающего контроля и диагностики проводят обследование труб с использованием комплекса TiS 8C и подтверждение другими методами НК (УЗТ, РК).

В зависимости от результатов обследования проводится ремонт с заменой дефектных участков.

Настройка системы

Настройка системы TiS 8C заключается в выборе 2 параметров – частоты переменного электромагнитного поля и чувствительности. Для контроля ферромагнитных труб используются частоты 5-30 Гц, для немагнитных труб – 200-400 Гц.

Перед началом работы прибор настраивается по образцу, соответствующему объекту контроля по материалу, толщине стенки и диаметру. На образце с внутренней стороны стенки выполняются два сверления. Диаметр сверлений выбирается примерно равным толщине стенки трубы.

Глубина дефектов задается в зависимости от требуемого уровня фиксации и браковочного уровня (например, 20% и 50% от толщины стенки).

Рис. 20. Настройка системы перед выходом на объект

Существует также методика настройки системы непосредственно на объекте контроля без использования калибровочного блока. Параметры контроля в этом случае выбираются по значению сигнала при отрыве сканера от поверхности объекта. Чувствительность выставляется несколько завышенная и в дальнейшем корректируется при контроле по результатам УЗТ обнаруженных индикаций.

1. Параметры настройки системы и параметры объекта контроля приведены в таблице ниже.
2. Объем контроля: Вся поверхность труб змеевиков за исключением недоступных для ВТК зон.
3. Результаты контроля

Сплошное сканирование труб печей пиролиза в несколько проходов является трудоемким процессом. Скорость сканирования составляет 0,1 — 0,3 метра в секунду. При этом для сплошного обследования змеевиков одной печи пиролиза общей протяженностью около 500 м требуется 1 неделя.

Необходима подготовка объекта контроля: место контроля должно быть хорошо освещено, в труднодоступных местах выстроены леса. Должен быть выделен специалист для зачистки дефектных мест и для проведения УЗТ или РК.

Рис. 21. Обследование труб печей пиролиза

За один проход сканера по трубе осуществляется контроль поверхности под ним шириной около 80 мм. При этом формируется изображение, на котором с помощью цветной кодировки отображаются дефекты.

Изображение представляет собой отклонение сигнала с каждой из катушек сканера от нулевого уровня, соответствующего бездефектному участку объекта.

Изображение позволяет оценивать форму дефектов (по форме сигнала и количеству реагирующих катушек), а также потерянную толщину (по максимальной амплитуде сигнала).

Фиксировались все дефекты с утонением толщины стенки трубы 20 % и более. Выявленные с помощью системы TiS 8C утонения исследовались и оценивались с помощью ультразвукового контроля (УЗК) остаточной толщины.

В результате обследования печи пиролиза П-001/1 были обнаружены 34 дефектных участка, из них 6 участков с остаточной толщиной ниже отбраковочной. Ниже приведены дефектограммы некоторых из них с указанием толщины стенки по результатам ультразвуковой толщинометрии.

Рис. 22. Сигнал от коррозии с подтверждением цифровой радиографией

На рис. 23 приведены сигналы, полученные в результате сканирования одного из дефектных участков трубы радиантного змеевика печи П-001/1. Данный участок был вырезан, при визуальном осмотре была обнаружена язвенная коррозия на внутренней поверхности. Остаточная толщина стенки в области язв составила 4.3-4.7 мм.

Рис. 23. Сопоставление результатов сканирования и визуального обследования

Остаточная толщина стенки в области наибольшего из обнаруженных дефекта составляет 2.8 мм.

Рис. 24. Обнаружение дефекта на трубе печи пиролиза

Участки науглероживания

При обследовании следующей печи пиролиза П-001/6, утонений обнаружено не было. Были выявлены несколько участков науглероживания.

Рис. 25. Дефектограмма науглероженного участка

Данные области характеризуются изменением электромагнитных свойств, в результате чего фиксируются сканером при контроле. Материал труб в этих областях становится магнитным, что в некоторых случаях можно проверить, поднеся к трубе постоянный магнит.

При насыщении стали углеродом изменяется структура материала. Металл становится менее пластичным, что в дальнейшем может привести к растрескиванию и образованию дефектов на внутренней поверхности стенки трубы.

Науглероживание существенно снижает срок службы змеевиков печей.

Обнаруженные науглероженные участки фиксировались в отчетах по проведению сканирования для отслеживания состояния труб при последующих инспекциях.

Заключение

Таким образом, под непосредственным началом руководителя лаборатории НКиД Хадиева Р.З. и под техническим руководством ведущего инженера НК Белова Д.А.

специалисты лаборатории неразрушающего контроля и диагностики ЗАО «Сибур-Химпром» внедрили и на высоком уровне освоили новую вихретоковую систему контроля трубопроводов TiS 8C, разработали и опробовали на практике методику сплошного сканирования змеевиков печей пиролиза.

Новый подход позволил компании ЗАО «Сибур-Химпром» сэкономить значительные средства на замене трубопроводов путем перехода к адресному ремонту, а также в короткие сроки значительно повысить эксплуатационную надежность обследованных технологических трубопроводов и дать реальную оценку их технического состояния.

В результате всестороннего тестирования системы TiS 8C на различных предприятиях и объектах ПАО «СИБУР Холдинг» было подтверждено, что система обеспечивает:

• сплошное сканирование технологических трубопроводов с использованием бесконтактного метода;
• контроль магнитных и немагнитных объектов без вывода их из эксплуатации;
• выявление различных типов дефектов, как на внешней, так и на внутренней поверхности стенки трубы.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 2

Причина разрушения — утонение стенки трубы СЃ наружной стороны приблизительно РЅР° 2 РјРј РёР·-Р·Р° РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё РїСЂРё расшла-РєРѕРІРєРµ струей РІРѕРґС‹.  [16]

Причина разрушения — утонение стенки трубы СЃ наружной стороны приблизительно РЅР° 2 РјРј РёР·-Р·Р° РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё вследствие расшлаковки струей РІРѕРґС‹. После останова котла РЅР° трубах оставались мокрый шлак Рё зола, РІ которых интенсивно протекала электрохимическая РєРѕСЂСЂРѕР·РёСЏ.  [18]

В отдельных случаях утонение стенок труб по этим причинам может быть равно износу от коррозии или даже превышать его.

Поэтому РїСЂРё определении предельной толщины стенки труб пароперегревателей необходимо пользоваться как методикой, изложенной РІ руководстве РїРѕ ремонту поверхностей нагрева паровых ротдов, так Рё методикой Р РўРњ 24.030.49 — 76, Р° для ирпари-тельных Рё РІРѕРґРѕРї адогреватель.  [20]

Сначала рассмотрим РІРѕРїСЂРѕСЃ возможного утонения стенки трубы РїРѕ всему поперечному сечению РїСЂРё наиболее неблагоприятном сочетании РґРѕРїСѓСЃРєРѕРІ.  [21]

Р�зменение сечения трубы РїСЂРё гнутье.  [22]

Чтобы компенсировать вытяжку Рё утонение стенки трубы РЅР° затылочной части гнутого отвода, для гнутья горячим СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј СЃ набивкой песком Рё холодным РЅР° станке отбирают трубы СЃ плюсовым РґРѕРїСѓСЃРєРѕРј РїРѕ толщине стенки.  [23]

РќР° СЂРёСЃ.

19 представлены расчетные утонения стенок труб, изготовленных РёР· сталей 12РҐ1РњР¤, 12РҐ2МФСР, 12РҐ2МФБ ( Р­Р�531), 1РҐ11Р’2РњР¤ ( Р­Р�756) Рё РҐ18Рќ12Рў, РІ зависимости РѕС‚ температуры Р·Р° весь проектный СЃСЂРѕРє службы парогенератора — 100 тыс. С‡ РІ случае использования РІ качестве топлива высокосернистого мазута.  [25]

Это означает, что резкое утонение стенки трубы РїСЂРѕРёСЃС…РѕРґРёС‚ непосредственно перед разрушением, причем СЃ большей скоростью, чем РїСЂРё простом растяжении.  [26]

Р’ целях компенсации вытяжки Рё утонения стенки трубы РІ затылочной части отвода для гнутья горячим СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј СЃ набивкой песком Рё холодным РЅР° станке отбирают трубы СЃ плюсовым РґРѕРїСѓСЃРєРѕРј РїРѕ толщине стенки.  [27]

Схема подключения трубопровода.  [28]

Гибка труб с гидронаполнением дает минимальное утонение стенки трубы и более высокий предел усталостной прочности.

Такую РіРёР±РєСѓ рекомендуют также, РєРѕРіРґР° Рє деталям РёР· труб предъявляют более жесткие требования РїРѕ чистоте внутренней поверхности Рё овальности поперечного сеченця.  [29]

Р�СЃС…РѕРґСЏ РёР· полученного значения СЂРЅРґ возможное утонение стенки трубы является нежелательным, так как толщина стенки принята наименьшая РїРѕ сортаменту РЅР° трубы, имеющему РЅР° практике преимущественное применение.  [30]

Страницы:      1    2    3    4    5

Расчет утонения стенки за счет коррозии

Процесс выработки назначенного ресурса поверхностей нагрева котла протекает на фоне развития высокотемпературной коррозии металла труб, что влечет за собой утонения стенки трубы. Этот процесс имеет место как со стороны уходящих газов, так и со стороны пара.

Зависимость глубины коррозии металла выражается формулой (1) как функция температуры и времени.

Другие параметры, влияющие на интенсивность высокотемпературной коррозии (тип металла, температура продуктов сгорания, состав золовых отложений на поверхности нагрева, состав обтекающего трубы поверхностей нагрева потока газа), считаются постоянными величинами.

Для определения текущего значения толщины стенки предложены выражения, позволяющие рассчитать глубину коррозии со стороны водяного пара и топочных газов вида:

ln ΔS = α – βT-1 + (γ + εT)ln τ (1)

где ΔS – глубина коррозии за время τ (мм), τ — время (часы), Т- абсолютная температура металла на поверхности трубы (К), α, β, γ, ε — коэффициенты, зависящие от материала труб, вида сжигаемого топлива. Значения коэффициентов приведены в таблицах, например для природного газа.

Формулы расчета глубины коррозии сталей в продуктах сгорания природного газа

Марка сталиФормула расчетаУсловия испытаний

Температура, °С	Время, ч
12Х1МФ	ln ΔS = 15.07 – 18000T-1 + (0.4 + 0.143⋅10-4T)ln τ	580-650	68000
12Х2МФСР	ln ΔS = 11.48 – 15700T-1 + (0.5 + 0.283⋅10-4T)ln τ	580-650	43000
12Х2МФБ	ln ΔS = 8.88 – 13700T-1 + (0.5 + 0.209⋅10-4T)ln τ	580-650	21000
12Х12В2МФ	ln ΔS = 9.92 – 15400T-1 + (0.5 + 0.109⋅10-4T)ln τ	—	28000
12Х18Н12Т	ln ΔS = 7.3 – 13500T-1 + (0.5 + 0.0167⋅10-4T)ln τ	—	33000

Примечание: ΔS – мм; Т – К; τ — ч.

Выражение (1) описывает развитие высокотемпературной коррозии со временем только при постоянной температуре металла. Если температура является функцией времени, то глубину коррозии определяют согласно схеме, представленной на рис.1. Вводится понятие эквивалентного времени τэ.

Рис.1. Схема ступенчатого изменения температуры металла

Эквивалентным временем при данной температуре называется время, при котором суммарное утонение стенки равно той же величине, что и на предыдущих температурных режимах.

Рис.2. Схема определения эквивалентного времени

Величина эквивалентного времени на i-ом температурном уровне по определению вычисляется как:

ln τэi = [lnΔSi-1 — α + βTi-1] / [γ + εTi], (i=2,N) (2)

Конечное время i-го температурного интервала:

τi+1 = τэi + Δτi, (i=2,N) (3)

Суммарное утонение стенки за время τi+1

ln ΔSi = α – βTi-1 + (γ + εT)ln τi+1 (4)

• В зависимости от величины коэффициентов α, β, γ, ε по выражению (4) определяется глубина коррозии, протекающей на внутренней ΔSвнi и наружной ΔSнi поверхности трубы.
• При расчете глубины коррозии в условиях ступенчатого изменения температуры необходимо строго соблюдать последовательность ее изменения во времени.
• Текущая толщина стенки трубы поверхности нагрева в условиях развития двусторонней высокотемпературной коррозии определяется следующим образом:

Si = S0 — ∑ΔSвнi — ∑ΔSнi (5)

где S0 – расчетная толщина стенки трубы, мм; N – количество циклов;

∑ΔSвнi — суммарная глубина коррозии с внутренней стороны трубы, мм;

∑ΔSнi — суммарная глубина коррозии с наружной стороны трубы, мм.

Новый подход к оценке технического состояния трубопроводов тепловых сетей

Материалы Конференции «Тепловые сети. Современные решения»17 по 19 мая 2005 г. НП «Российское теплоснабжение»

Самойлов Е.В. к.т.н., научный руководитель работ по диагностике ЗАО НПК «Вектор»

В данной статье изложены новый метод инженерной диагностики трубопроводов тепловых сетей и подход к оценке технического состояния с учетом выявленного характера распределения напряжений.

Указанный метод более шести лет используется предприятиями эксплуатации тепловых сетей г. Москвы и Московской области. В настоящее время продиагностировано более 6500 участков, общей протяженностью более 4000 п.км. 18 организаций в различных городах Российской Федерации и Республики Беларусь владеют технологией в полном объеме и осуществляют этот вид работ самостоятельно.

Диагностика и критерии «ветхого» состояния труб.

Трубопроводы тепловых сетей являются важным элементом теплоснабжения городов и промышленных объектов. Для обеспечения безаварийной эксплуатации Организации тепловых сетей должны иметь достоверную и удобную для понимания и использования информацию о фактическом техническом состоянии труб, на основании которой следует своевременно осуществлять замену «ветхих» участков.

Параметрами оценки «ветхого» состояния труб являются:

• Статистика аварий за минувшие 2-3и года;
• Время эксплуатации трубопровода;
• Обследование трубопровода в местах контрольных шурфовок.

Статистика аварий и прогноз образования течей являются основными факторами для принятия решения о замене труб (перекладка) или возможности дальнейшей эксплуатации. Когда время эксплуатации трубопровода приближается к проектному сроку, возникает вопрос о допустимости дальнейшей, сверхнормативной его эксплуатации.

Для определения фактического технического состояния трубопровода, нормативными документами предусмотрено проведение обследования труб в местах контрольных шурфовок.

Для этого используются различные методы диагностики, перед рассмотрением которых следует указать на локальный характер этого подхода – уровень повреждения трубы в месте шурфа считается аналогичным для всей длины трубопровода на участке.

В точках вскрытия теплотрассы осуществляются:

• Визуальный контроль, который дает информацию о состоянии теплоизоляции, антикоррозионного покрытия, качественно об уровне и характере коррозионных поврежденй наружной поверхности трубы.
• Инструментальный контроль толщины стенки трубы (ультрозвуковая толщинометрия) – информация для оценки «ветхого» состоянии на основании критериев нормативных документов.
• В местах шурфовок из материала трубы вырезаются образцы для проведения дефектоскопического анализа. В местах вырезки также визуально оценивается уровень и тип внутренней коррозии.

Основным параметром, по которому определяется «ветхость» трубы является фактическая, остаточная толщина стенки трубы. Так, в частности, «Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок» 2003 [1] года гласят: «Участки с утонением стенки трубопровода на 20% и более подлежат замене». Однако:

1. Такой подход не учитывает изменение условий финансирования, вследствие чего объем «ветхих» трубопроводов, требующих перекладки, из года в год возрастает.

2. В силу локальности проведенных обследований, если осуществить полное, 100% обследование действующих трубопроводов, то он значительно возрастет.

3. Нет возможности осуществить ранжирование участков по фактору опасности образования течи, с тем, чтобы в первую очередь переложить самые «ветхие».

4. Из-за локальности подхода, не редко при устранении действительно «ветхого» интервала, из эксплуатации выводятся трубы с утонением менее 10% от проектной толщины, допускающей дальнейшую эксплуатацию в течение весьма длительного периода (см. фото 1.)

5. Данный критерий не объясняет и, следовательно, не позволяет использовать тот, не редко встречаемый случай, когда трубы с утонением стенки трубы более 50% не только не имеют аварий в отопительный период, но и выдерживают температурные и гидравлические испытания.

Таким образом в настоящее время существует насущная потребность в использовании дополнительного параметра, позволяющего более детально, научно обосновано оценить степень «ветхости» трубы. В РД 522 [2] сказано: «Участки трубопровода, на которых при измерительном контроле выявлены уменьшения первоначальной (расчетной) толщины стенки трубопровода на 20% и более, подлежат замене.

Для принятия решения о замене лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, должно выполнить поверочный расчет на прочность того участка трубопровода, где обнаружено утонение стенки».

Именно уровень напряжений в конкретных местах обуславливает опасность разрушения – образования течи, или наоборот возможность безаварийной эксплуатации трубопровода.

Профессор, доктор технических наук А.А. Дубов, осуществив анализ существующих методов неразрушающего контроля указывает на низкую их эффективность при оценке ресурса промышленного оборудования и на необходимость перехода от традиционной дефектоскопии к Технической диагностике [3].

Последняя в первую очередь включает расчет или замеры фактических напряжений в конструкции, в нашем случае – в металле трубы теплосети.

Для представления, что нового, по сравнению с критерием остаточной толщины стенки трубы, дает подход основанный на анализе напряжений, осуществим этап расчета на прочность трубопровода – оценка.

В трубах горячего водоснабжения возникают напряжения за счет действуя трех нагрузок:

• Внутреннее давление;
• Действие веса трубы, изоляции, воды в трубе;
• Нагрузки от температуры.

Согласно принципу суперпозиции, действие от каждой нагрузки рассматривается отдельно. Затем результаты суммируются.

От действия внутреннего давления на стенках трубы возникают растягивающие напряжения, равномерно распределенные по длине и окружности. Для того, что бы труба выдержала только внутреннее давление, необходимо иметь толщину стенки tд (см. рис.1а) равномерную по сечению.

От действия весовой нагрузки расчет проводится в первую очередь по величине изгибающего момента, эпюра которого приведена на рис.1б. Видно, что наиболее нагруженными являются элементы трубы в точках скользящих опор и посередине пролета.

Характер распределения напряжений в сечении для точек над скользящими опорами дан на рис.1б. Характерно то, что по верхней образующей (12 часов) действуют растягивающие напряжения, по нижней (6 часов)– сжимающие. В силу этого допускается неравномерная толщина стенки трубы по сечению :

• По верхней образующей – tиз 1 ;
• По нижней образующей – tиз 2 , причем tиз 2 < tиз 1, т.к. по низу действуют сжимающие напряжения (расчет по касательным напряжениям);
• В середине (3 часа) – напряжений от изгибающего момента нет и толщина стенки может быть нулевой . Сложим результаты при оценке воздействия внутреннего давления и весовой нагрузки
• (рис.1с):
• По верхней образующей (12 часов) толщина стенки должна быть tд + tиз1, что бы выдержать суммарные растягивающие напряжения;
• По середине (3 часа) – только tд;
• По нижней образующей (6 часов) tд — tиз 2 < tд (компенсация растягивающих напряжений от внутреннего давления сжимающими от веса).

Проведенная оценка напряжений и толщины стенки трубы от действия рассмотренных двух силовых факторов, позволяет сделать следующий вывод:

1. наличие тонкой стенки трубы не означает наличие аварийной ситуации;

2. наличие толстой стенки трубы не означает отсутствие аварийной ситуации;

3. аварийную ситуацию можно определить только из анализа характера распределения напряжений по длине трубопровода и сечению трубы.

Учет напряжений от воздействия температуры усиливает данный вывод. В частности, при нагревании труба удлиняется, чему препятствуют мертвые опоры и углы поворота, это приводит к возникновению сжимающих напряжений, которые «гасят» растягивающие.

Условия разрушения стенки трубы и образования течи определяются не только остаточной толщиной, но и профилем дефекта. В работе С.Б.

Киченко [4] приводятся результаты расчета допустимой остаточной толщины стенки трубы газопровода в месте дефекта в зависимости от линейного размера последнего (использован стандарт «Бритиш Газ» ASME).

Показано, что для отдельных локальных дефектов допускается эксплуатация трубопровода с толщиной стенки до 60% от первоначальной, а для язв диаметром до 3t (t- исходная толщина стенки трубы) — и до 10%!

Таким образом, приведенная оценка минимальной толщины стенки трубы поясняет ранее отмеченный случай наличия рабочего ресурса у трубопровода с утонением стенки трубы на уровне 50% от проектной.

При осуществлении расчета на прочность на основании РД 522 [2] необходимо учитывать, что будут использованы проектные параметры конструктивных элементов. Но процессу коррозии подвержен металл не только трубы, но конструктивных элементов: сальниковых комп

Cтраницы: 1 | 2 | 3 | читать дальше>>

Проверка толщины стенки

• Номинальная толщина стенки стальных труб согласно нормам определяется как:
• S ≥ SR + С,
• где

• SR — расчетная толщина стенки. Минимальная толщина стенки, необходимая для восприятия внутреннего давления, определяется согласно нормам
• С — суммарная прибавка к расчетной толщине стенки

Суммарная прибавка, технологическое утонение, прибавка на коррозию

1. Суммарная прибавка C вычисляется по формуле:
2. С = С1 + С2,
3. где

• С1 — производственная прибавка (технологическое утонение), принимаемая равной сумме минусового отклонения толщины стенки C11 и технологической прибавки C12. Для норм ASME задается в процентах
• С11 — прибавка для компенсации минусового допуска. Определяется по предельному минусовому отклонению толщины стенки, установленному стандартами или техническими условиями на полуфабрикаты. Прибавка не включает в себя округление расчетной толщины до стандартной толщины листа.
• С12 — технологическая прибавка для компенсации утонения стенки элемента трубопровода при технологических операциях — вытяжке, штамповке, гибке и т.д. Определяется технологией изготовления детали и принимается по техническим условиям на изделие.
• С2 — эксплуатационная прибавка для компенсации коррозии и износа(эрозии), принимаемая по нормам проектирования или отраслевым нормам документам с учетом расчетного срока эксплуатации. При двухстороннем контакте с коррозионной (эрозионной) средой прибавку С2 следует увеличивать

При этом, следует иметь в виду, что номинальная толщина стенки S не должна быть меньше установленных нормами значений, а также производится округление S до ближайшей большей толщины стенки по стандартам и техническим условиям.

Проверка толщины стенки на соответствие расчетному давлению

Перед выполнением расчета (на этапе логической проверка исходных данных), СТАРТ-ПРОФ производит проверку толщины стенки на расчетное давление по формуле:

S — C ≥ SR

Значения номинальной толщины стенки S и суммарной прибавки C вводятся пользователем в свойствах участков и элементов. SR — минимальная расчетная толщина стенки, вычисленная в соответствии с выбранным в общих данных нормативным документом от расчетного давления.

Для норм ASME B31.1, DL/T 5366-2014 проверка толщины стенки на давление осуществляется только для прямых труб и для гнутых отводов. Для всех остальных элементов такая проверка не производится.

Проверка толщины стенки на соответствие давлению испытаний

При величине испытательного давления на заводе-изготовителе менее требуемой должна быть гарантирована возможность доведения гидравлического испытания при строительстве до давления, вызывающего эквивалентное напряжение, равное

• согласно СНиП 2.05.06-85 — 95 % нормативного предела текучести σ = 0.95

Трубопровод это техническое устройство или сооружение

• Технологический трубопровод представляет конструкцию (сооружение), состоящую из труб, деталей и элементов трубопровода, включая трубопроводную арматуру, отводы, переходы, тройники, фланцы и элементы крепления, защиты и компенсации трубопровода (опоры, подвески, компенсаторы, болты, шайбы, прокладки), плотно и прочно соединенные между собой.
• Данные Правила распространяются на ОПО химических, нефтехимических и нефтегазоперерабатывающих производств, включая ОПО хранения нефти, нефтепродуктов, сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей (далее СГГ, ЛВЖ и ГЖ).
• Выводы делайте сами.
• Такая формулировка отразится на:

• сертификации – сооружение, в отличие от технического устройства на ОПО не подлежит сертификации, декларированию, а также не ставится на учет в Ростехнадзоре;
• аттестации экспертов, которые будут выполнять экспертизу таких трубопроводов. Они должны будут аттестованы и на ЗС и на ТУ. После ввода в действие соответствующего регламента Ростехнадзор сможет это контролировать при внесении в реестр заключений на трубопроводы;
• на производственном контроле (ПК) и идентификации ОПО – в сведениях о ПК необходимо указывать информацию о состоянии технических устройств основного оборудования, применяемых на ОПО, но не о сооружениях.

Для примера, трубопровод котельной, на ТЭЦ – это ТУ. Тот же самый трубопровод, размещенный на ХОПО это уже сооружение. Кстати, РВС – резервуары вертикальные стальные – это тоже сооружение – ЗС см.ГОСТ 31385-20016.

Вопрос от 13.10.2017г.:

Являются ли техническим устройством технологические трубопроводы, применяемые на опасном производственном объекте? Все ли технологические трубопроводы, эксплуатируемые на ОПО, не подлежащие регистрации в Ростехнадзоре, подлежит экспертизе промышленной безопасности по истечению срока службы?

Ответ: В соответствии с п.4.1.1. Федеральных норм и правила в области промышленной безопасности “Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств”, утв.

приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11 марта 2013 года N96 (с изменениями на 26 ноября 2015 года) технологический трубопровод представляет конструкцию – (сооружение), состоящую из труб, деталей и элементов трубопровода, включая трубопроводную арматуру, отводы, переходы, тройники, фланцы и элементы крепления, защиты и компенсации трубопровода (опоры, подвески, компенсаторы, болты, шайбы, прокладки), плотно и прочно соединенные между собой.

Руководствуясь пунктом 7 Федеральных норм и правила в области промышленной безопасности “Правила проведения экспертизы промышленной безопасности”, утв.

приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года N538 здания и сооружения на опасном производственном объекте, предназначенные для осуществления технологических процессов, хранения сырья или продукции, перемещения людей и грузов, локализации и ликвидации последствий аварий, подлежат экспертизе:

• в случае истечения срока эксплуатации здания или сооружения, установленного проектной документацией;
• в случае отсутствия проектной документации, либо отсутствия в проектной документации данных о сроке эксплуатации здания или сооружения;
• после аварии на опасном производственном объекте, в результате которой были повреждены несущие конструкции данных зданий и сооружений;
• по истечении сроков безопасной эксплуатации, установленных заключениями экспертизы;
• при возникновении сверхнормативных деформаций здания или сооружения.

Экспертиза зданий и сооружений на опасном производственном объекте, предназначенных для осуществления технологических процессов, хранения сырья или продукции, перемещения людей и грузов, локализации и ликвидации последствий аварий, проводится при наличии соответствующих требований промышленной безопасности к таким зданиям и сооружениям.

Вопрос от 13.11.2019:

Организация реализует проект по капитальному строительству установки получения диметилового эфира. В составе Объекта предусмотрено сооружение систем трубопроводов, обеспечивающих ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, связанного с использованием процесса дегидратации метанола с последующим выделением из продуктов реакции диметилового эфира.

Прошу разъяснить порядок применения положений ст. 7 и ст. 13 Федерального закона РФ от 21 июля 1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» в отношении вышеуказанных трубопроводов в части необходимости и формы подтверждения соответствия с учетом следующих факторов:

в отношении данных трубопроводов неприменим термин «техническое устройство», поскольку в соответствии с п. 4.1.1 ФНП-96, п. 3.32 ГОСТ 32569-2013 технологические трубопроводы классифицируются как «сооружения», предназначенные для осуществления технологического процесса. Соответственно, технологические трубопроводы не попадают в область распространения ТР ТС 032/2013;

экспертиза промышленной безопасности зданий и сооружений на этапе строительства не предусмотрена. В соответствии с положениями п. 7 ФНП «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утв. Приказом РТН № 266 от 09.03.16 г., предусмотрен иной порядок проведения экспертизы промышленной безопасности, отличный от порядка экспертизы технических устройств.

Ответ: Согласно пункту 4.1.1.

Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Ростехнадзора от 11 марта 2013 г.

№96 (с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 26 ноября 2015 г. №480) технологический трубопровод представляет конструкцию (сооружение), состоящую из труб, деталей и т.д.

Статьей 7 федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 г. №116-ФЗ установлены требования к техническим устройствам, применяемым на опасных производственных объектах.

1. Технологические трубопроводы, применяемые на опасных производственных объектах химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств относятся к сооружениям, а не к техническим устройствам.
2. Технический регламент Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» ТР ТС 032/2013 не устанавливает обязательные требования к сооружениям.
3. Разделы сайта, связанные с этой новостью:

Последовательность событий и новостей по этой теме

(перемещение по новостям, связанным друг с другом)

Классификация трубопроводов по видам

Трубопровод это — сооружения из труб, которые включают в себя:

• Трубы;
• Различные виды деталей необходимых для сборки трубопровода в единое целое;
• Трубопроводная арматура – регулирующие и запорные клапаны, вентили, краны, задвижки и т.п.;
• и т.п.;

трубопроводы предназначены для — перемещения по ним газообразных, сыпучих и жидких веществ.

В зависимости от вида среды, перемещающейся по трубопроводу определяется и его наименование: паропровод, нефтепровод, водопровод, бензопровод, газопровод, молокопровод, и.т.д.

Все ГОСТы, упомянутые в тексе на момент написания статьи (24.01.2018г) — действующие.

Условно трубопроводы классифицируются по приведенной ниже блок-схеме:

Технологические трубопроводы

К промышленным технологическим трубопроводам относятся трубопроводы, расположенные на территории промышленного объекта, а также находящиеся на балансе учреждения которые предназначены для перекачки воды, пара, различного сырья, химических реагентов, топлива, полуфабрикатов, отходов производства и других материалов (подобное определение можно встретить в ГОСТ 32569-2013).

Технологические трубопроводы необходимы для ведения технологических процессов и работы различного технологического оборудования.

Трубопроводы также классифицируют в зависимости от расположения: межцеховые, внутрицеховые, обвязочные — необходимые для функционирования отдельного агрегата (компрессора, насоса, обвязка резервуаров и др.)

Трубопроводы отопления зданий, ливневой канализации, питьевой воды и различного сантехнического назначения, не относятся к технологическим трубопроводам.

Классификация по опасности перемещаемой среды

В зависимости от классификации перемещаемого вещества технологические трубопроводы группируются на три основные группы (А, Б, В) и пять категорий (I, II, III, IV, V). Таблица 1, по ГОСТ 32569-2013.

Группы и подгруппы разделяют вещества по пожароопасности, взрывоопасности и вредности для организма человека и экологии.

Категории делят вещества по таким параметрам, как температура и давление.