Классификация и категории магистральных трубопроводов

Классификация и категории магистральных трубопроводов Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса: I - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до 100 кгс/см2) включ.; II - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см2) включ. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса, мм: I - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включ.; II - то же, свыше 500 до 1000 включ.; III - то же, свыше 300 до 500 включ.; IV - 300 и менее. Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в табл.1. Таблица 1 Характеристика магистральных трубопроводов в зависимости от их категорий Категория магистральных трубопроводов (и их участков) Коэффициент условий работы при расчете магистральных трубопроводов на прочность, Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего кол-ва. Величина предварительного гидравлического испытания на трассе. B 0.6 100 1,25 I 0.75 100 1,25 II 0.75 100 Предварительное гидравлическое испытание не предусматривается III 0.9 100 IV 0.9 100 К участкам высшей категории относятся участки трубопроводов с переходами через судоходные и не судоходные реки. При повреждении трубопровода оказывает наиболее негативное влияние на окружающую среду. I категория – трубопроводы с подводными и надводными переходами через реки, болота 2 и 3 типа, горные участки и вечномерзлые грунты. II категория – трубопроводы с подводными и надводными переходами через реки, болота 2 типа, косогорные участки, переходы под дорогами. Предварительные испытания не проводятся. Категории магистральных трубопроводов следует принимать по табл.2. Таблица 2 Назначение трубопровода Категория трубопровода при прокладке подземной наземной и надземной Для транспортирования природного газа: а) диаметром менее 1200 мм IV III б) диаметром 1200 мм и более III III в) в северной строительно-климатической зоне III III Для транспортирования нефти и нефтепродуктов: а) диаметром менее 700 мм IV III б) диаметром 700 мм и более III III в) в северной строительно-климатической зоне III III Категория В участка магистрального газопровода (согласно СНиП 2.05.06-85*) соответствует категории участка В (высокая) (согласно СТО Газпром 2-2.1-249-2008); I категория участка магистрального газопровода (согласно СНиП 2.05.06-85*) соответствует категории участка Н (нормальная) (согласно СТО Газпром 2-2.1-249-2008); II категория участка магистрального газопровода (согласно СНиП 2.05.06-85*) соответствует категории участка C (средняя) (согласно СТО Газпром 2-2.1-249-2008). По способу прокладки классифицируются: 1. Подземный способ-трубопровод ниже поверхности земли. 2. Полуподземный – трубопровод до половины заглублен в грунт, вокруг него насыпь. 3. Наземный – трубопровод выше поверхности земли, вокруг него насыпь. 4. Надземный – трубопровод на железобетонных сваях выше поверхности земли. Разработка траншеи для прокладки трубопровода Размеры и профили траншей устанавливаются проектом в зависимости от назначения и диаметра трубопроводов, характеристики грунтов, гидрогеологических и других условий. Ширина траншей по дну должна быть не менее D+300 мм для трубопроводов диаметром до 700 мм и 1,5 D - для трубопроводов диаметром 700 мм и более с учетом следующих дополнительных требований: для трубопроводов диаметром 1200 и 1400 мм при рытье траншей с откосами не круче 1:0,5 ширину траншеи по дну допускается уменьшать до величины D+500 мм; при разработке грунта землеройными машинами ширина траншей должна приниматься равной ширине режущей кромки рабочего органа машины, принятой проектом организации строительства, но не менее указанной выше; ширина траншей по дну на кривых участках из отводов принудительного гнутья должна быть равна двукратной величине по отношению к ширине на прямолинейных участках; ширина траншей по дну при балластировке трубопровода утяжеляющими грузами или закреплении анкерными устройствами должна быть равна не менее 2,2D, а для трубопроводов с тепловой изоляцией устанавливается проектом. После проведения монтажных работ производят обратную засыпку траншеи. Подводные переходы трубопроводов через водные преграды Подводные переходы трубопроводов через водные преграды следует проектировать на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов. Место перехода следует согласовывать с соответствующими бассейновыми управлениями речного флота, органами по регулированию использования и охране вод, охраны рыбных запасов и заинтересованными организациями. Границами подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются: для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах; для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже отметок 10%-ной обеспеченности. Створы переходов через реки надлежит выбирать на прямолинейных устойчивых плессовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода следует, как правило, предусматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается. При выборе створа перехода трубопровода следует руководствоваться методом оптимального проектирования с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водоема и его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода. Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ. Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема. При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема. При глубине подводных переходов, для которой отсутствуют освоенные технические средства разработки траншей, и невозможности переноса створа перехода, что должно быть обосновано проектом, допускается, по согласованию с соответствующими бассейновыми управлениями, уменьшать глубину заложения трубопроводов и укладывать их непосредственно по дну. При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия, обеспечивающие их надежность при эксплуатации. Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следует предусматривать, как правило, ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб. При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами следует назначать исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии на параллельно проложенном. Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны быть: не менее 30 м для газопроводов диаметром до 1000 мм включ.; 50 м для газопроводов диаметром свыше 1000 мм. На многониточном переходе нефтепровода и нефтепродуктопровода, на котором предусмотрена одновременная прокладка нескольких основных трубопроводов (основных ниток) и одного резервного (резервной нитки), допускается прокладка основных ниток трубопроводов в одной траншее. Расстояние между параллельными нитками, прокладываемыми в одной общей траншее, и ширина траншеи назначаются в проекте исходя из условий производства работ по устройству подводной траншеи и возможности укладки в нее трубопровода. Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов ее разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и условий прокладки кабеля данного трубопровода. Крутизну откосов подводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*. Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой пригрузки и способа укладки подводного трубопровода. Проектом должны предусматриваться решения по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и по предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройство нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.). При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом следует предусматривать прокладку резервной нитки. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом. При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб диаметром 1000 мм и более, следует производить проверку устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода. Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и менее допускается проектировать с учетом продольной жесткости труб, обеспечивая закрепление перехода против всплытия на береговых неразмываемых участках установкой грузов или анкерных устройств. На болотах и заболоченных участках должна предусматриваться подземная прокладка трубопроводов. Как исключение, при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов по поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При этом должны быть обеспечены прочность трубопровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия, а также защита от теплового воздействия в случае разрыва одной из ниток. При соответствующем обосновании при подземной прокладке трубопроводов через болота II и III типов длиной свыше 500 м допускается предусматривать прокладку резервной нитки. Размеры насыпи при укладке в ней трубопровода диаметром свыше 700 мм с расчетным перепадом положительных температур на данном участке следует определять расчетом, учитывающим воздействие внутреннего давления и продольных сжимающих усилий, вызванных изменением температуры металла труб в процессе эксплуатации. Наименьшие размеры насыпи должны приниматься: толщина слоя грунта над трубопроводом, не менее 0,8 м с учетом уплотнения грунта в результате осадки; ширина насыпи поверху, равная 1,5 диаметра трубопровода, но не менее 1,5 м; откосы насыпи, в зависимости от свойств грунта, но не менее 1:1,25. Участки трубопроводов, прокладываемые в подводной траншее через болота или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки (утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта, анкера и др.). При закреплении трубопровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа, заторфованного грунта или лесса, пылеватого песка или других подобных грунтов, не обеспечивающих надежное закрепление анкера, а также в слое грунта, структура которого может быть подвержена разрушению или нарушению связности в результате оттаивания, размывов, выветривания, подработки или других причин. Подземные переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги следует предусматривать в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключительных случаях - при соответствующем обосновании в выемках дорог. Угол пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90°. Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается. Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется условием производства работ и конструкцией переходов и должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм. Концы футляра должны выводиться на расстояние: а) при прокладке трубопровода через железные дороги: от осей крайних путей - 50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки; от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва) - 3 м; б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги - от бровки земляного полотна - 25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи. Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги III, III, IV, IV и V категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна. Прокладка кабеля связи трубопровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги должна производиться в защитном футляре или отдельно в трубах. На подземных переходах газопроводов через железные и автомобильные дороги концы защитных футляров должны иметь уплотнения из диэлектрического материала. На одном из концов футляра или тоннеля следует предусматривать вытяжную свечу на расстоянии по горизонтали, м, не менее: от оси крайнего пути железных дорог общего пользования .......... 40 то же, промышленных дорог ........................................................... 25 от подошвы земляного полотна автомобильных дорог ................ 25 Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м. Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа. Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа. При прокладке трубопровода без защитных футляров вышеуказанные глубины следует принимать до верхней образующей трубопровода. Заглубление участков трубопровода под автомобильными дорогами на территории КС и НПС принимается в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*. Расстояние между параллельными трубопроводами на участках их переходов под железными и автомобильными дорогами следует назначать исходя из грунтовых условий и условий производства работ, но во всех случаях это расстояние должно быть не менее расстояний, принятых при подземной прокладке линейной части магистральных трубопроводов. Пересечение трубопроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается. Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подземного трубопровода в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься, м, до: стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных железных дорог............................................................ 10 стрелок и крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах.......................................................... 20 труб, тоннелей и других искусственных сооружений на железных дорогах ......................................................... 30 Прокладка трубопроводов через болота и обводненные участки Болота по характеру передвижения по ним строительной техники делятся на следующие типы: 1-й - болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и неоднократное передвижение болотной техники с удельным давлением 0,02-0,03 МПа (0,2-0,3 кгс/см2) или работу обычной техники с помощью щитов, сланей и дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,02 МПа (0,2 кгс/см2); 2-й - болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и передвижение строительной техники только по щитам, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,01 МПа (0,1 кгс/см2); 3-й - болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающие работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств. Подземная прокладка трубопроводов в зависимости от времени года, методов производства работ, степени обводненности, несущей способности грунта и оснащенности строительного участка оборудованием осуществляется следующими способами: укладкой с бермы траншеи или лежневой дороги; сплавом; протаскиванием по дну траншеи; укладкой в специально создаваемую в пределах болота насыпь. Способ прокладки трубопровода определяется проектом. Прокладку трубопроводов на болотах и обводненных участках следует производить преимущественно в зимнее время после замерзания верхнего торфяного покрова; при этом необходимо предусматривать мероприятия по ускорению промерзания грунта на полосе дороги для передвижения машин, а также выполнять мероприятия по уменьшению промерзания грунта на полосе рытья траншеи. Для устройства основания и засыпки наземного трубопровода запрещается использовать мерзлый грунт с комьями размером более 50 мм в поперечнике. При сооружении подземных трубопроводов на болотах, обводненных участках трассы и участках с высоким уровнем грунтовых вод допускается укладка трубопровода непосредственно на воду с последующим погружением на проектные отметки и закреплением. Методы укладки и конкретные места балластировки таких трубопроводов определяются проектом и уточняются проектом производства работ. Засыпка трубопроводов, уложенных в траншею на болотах в летнее время, осуществляется: бульдозерами на болотном ходу; одноковшовыми экскаваторами на уширенных гусеницах, перемещающихся вдоль трассовой дороги; одноковшовыми экскаваторами на сланях с перемещением непосредственно вдоль траншеи; с помощью легких передвижных гидромониторов путем смыва грунта в траншею, а в зимнее время после промерзания грунта - бульдозерами, одноковшовыми экскаваторами и роторными траншеезасыпателями. Общие понятия надежности оборудования Техническая диагностика представляет собой научно-техническое направление, изучающее теорию, методы и средства определения технического состояния объекта. В качестве объекта изучения могут выступать различные виды оборудования: машины, аппараты, емкости, трубопроводы, арматура, контрольно-измерительная аппаратура или отдельные их части и узлы, а также технологические процессы, процессы обработки, хранения материалов, энергии, информации. Надежность есть свойство объекта сохранять во времени значения всех параметров, характеризующих способность этого объекта выполнять требуемые функции. Надежность — комплексное свойство, которое в зависимости от назначения объекта и условий его эксплуатации может проявляться через безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость. С точки зрения безопасности потенциально опасных производств для диагностики технического состояния оборудования нас будут интересовать в основном такие свойства, как безотказность и долговечность, а также ремонтопригодность в целях перехода на систему ремонта и технического обслуживания по техническому состоянию. Безотказность есть свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение установленного времени или установленной наработки. Долговечность есть свойство объекта сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния. Ремонтопригодность есть свойство объекта, заключающееся в приспособлении к предупреждению и обнаружению причин возникновения отказов, повреждений и устранению их последствий путем проведения ремонтов и технического обслуживания. В каждый определенный момент времени объект может находиться в работоспособном, неработоспособном и предельном состояниях. Объект работоспособен, если он выполняет свои функции, а значения всех его основных эксплуатационных характеристик соответствует нормативно-технической документации. При несоблюдении этих условий объект неработоспособен. Предельным называют такое состояние объекта, при котором возникает необходимость во временном или окончательном прекращении применения объекта по назначению. Переход объекта из работоспособного состояния в неработоспособное называют отказом, а переход в предельное состояние — исчерпанием ресурса. Техническое состояние  состояние оборудования, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленными технической документацией на объект Техническое освидетельствование (освидетельствование)  комплекс работ, выполняемых с целью оценки технического состояния оборудования и выдачи заключения о возможности и условиях его дальнейшей эксплуатации на определенный период, необходимости ремонта или списания Техническое диагностирование  определение технического состояния объекта. Основными задачами технического диагностирования являются: - контроль технического состояния объекта с целью установления соответствия объекта требованиям технической документации и определения его работоспособности на текущий момент; - поиск мест дефектов и повреждений, определение причин неисправности и отказов с рекомендацией методов и средств восстановления работоспособности объекта; - прогнозирование технического состояния объекта на предстоящий период эксплуатации с заданной вероятностью безотказной работы или определение с заданной вероятностью интервала времени (остаточного ресурса), в течение которого сохраняется работоспособное состояние объекта. В ответах на эти вопросы не должно быть двойственного трактования технического состояния объекта и прогнозирования его остаточного ресурса. Для этого необходима строго определенная методология проведения работ по техническому диагностированию. Параметры состояния, их мера, приборы и методы их определения должны быть строго регламентированы нормативными документами. В диагностике целесообразно различать следующие группы параметров состояния: - параметры эффективности оборудования: производительность, тепло-, массообмен, удельные энергетические затраты и т. п.; - параметры надежности объекта; - параметры диагностического сигнала. Параметры диагностического сигнала включают в себя числовые характеристики различных процессов, сопутствующих работе объекта, доступных для непосредственного измерения и служащих информацией о состоянии объекта. Выходные процессы объекта и изменение их параметров являются единственными видимыми извне проявлениями его состояния. Диагностическим сигналом называют полную совокупность функций состояния, каждая из которых может быть непосредственно измерена на работающем объекте. Косвенный процесс определения неизвестных параметров состояния объекта по совокупности параметров диагностического сигнала и называют диагностикой. Система технического диагностирования - совокупность средств, объекта и исполнителей, необходимая для проведения диагностирования по правилам, установленным в технической документации. Приспособленность объекта к техническому диагностированию характеризуется его пригодностью к проведению диагностирования заданными средствами, доступностью контрольных точек, наличием люков, лазов, возможностью установления датчиков, контрольно-измерительных приборов. В зависимости от вида воздействия на объект диагностирование подразделяют на рабочее, при котором на объект подается рабочее воздействие, и тестовое, при котором объект подвергается тестовым воздействиям (например, испытание при повышенном давлении). Тестовое диагностирование применяют при изготовлении объекта, во время его ремонта, профилактики и при хранении, а также перед применением, когда необходима проверка исправности объекта и его работоспособности. Функциональное диагностирование применяют при использовании объекта по назначению, когда необходимы проверка правильности функционирования и поиск дефектов. Комплекс взаимоувязанных правил, методов, алгоритмов, средств, необходимых для осуществления диагностирования, представляет собой диагностическое обеспечение. Средства диагностики включают в себя приборы, пульты, стенды, датчики, специальную вычислительную технику, рабочие программы. По отношению к исследуемому объекту средства диагностирования могут быть встроенными в объект, внешними, специализированными, универсальными. Взаимодействуя между собой, объект и средства реализуют некоторый алгоритм диагностирования, представляющий совокупность предписаний последующих действий проведения диагностирования и анализа результатов. Если порядок таких действий заранее установлен и не меняется, то он называется безусловным алгоритмом диагностирования в отличие от порядка, определяемого и изменяемого в зависимости от результатов предыдущей проверки, называемого условным алгоритмом диагностирования. Различают алгоритмы проверки (направлены на обнаружение дефектов) и поиска (направлены на определение вида дефекта и места его расположения). Признаки отказа - непосредственные или косвенные воздействия на органы чувств наблюдаемых явлений, характерных для неработоспособного состояния объекта или процессов, с ним связанных Диагностические параметры, по которым судят о техническом состоянии объекта, принято делить на прямые и косвенные. Прямые параметры непосредственно характеризуют техническое состояние объекта; по косвенным — судят о состоянии объекта на основании корреляционных связей этих показателей с показателями технического состояния. С целью сокращения объема работ по диагностированию объекта, установления взаимосвязи между параметрами, вскрытия физической сущности происходящих процессов, идентификации измеряемых величин и параметров технического состояния, применяют методы физического и математического моделирования. При физическом моделировании модель и исследуемый объект, а также происходящие в нем процессы, имеют одну и ту же физическую природу. Примером такого моделирования является исследование процессов коррозии и изнашивания на образцах-свидетелях Математическое моделирование осуществляют с помощью математических моделей — формализованного представления об объекте и происходящих с ним процессов. При разработке таких моделей широко применяют системный анализ процессов функционирования и изменения объекта во времени. Для сложных эволюционных систем применяют метод математического эксперимента (имитация) над абстрактной математической моделью объекта, процесса, явления. Такой эксперимент, проводимый с применением ЭВМ, позволяет проследить изменение состояния объекта от начального до текущего времени эксплуатации, прогнозировать изменение параметров технического состояния при дальнейшей эксплуатации объекта, а также решать задачи статистического распределения выходных параметров. Любая математическая модель лишь приближенно отражает протекание процессов в реальном объекте. Для оценки меры близости поведения реального объекта и модели необходимо ее идентифицировать, т. е. установить соответствие поведения модели и реального объекта. Работа по созданию системы диагностирования включает в себя: априорное изучение объекта, его возможных дефектов и их признаков, статистический анализ причин потери объектом работоспособности, выбор методов и приборов диагностического обследования, отладку и апробирование системы, составление математических моделей объекта в работоспособном и неработоспособном состоянии и функционирования объекта во времени. Только комплексный подход к исследованию объекта позволяет получить достоверную информацию о его техническом состоянии и гарантировать его безупречную работу на прогнозируемый период. Для проведения работ по технической диагностике нефтегазовых объектов используется большой арсенал методов и средств измерения, включающий: - измерение массы и геометрии объекта; - определение физико-механических, износостойких и фрикционных свойств материалов; - анализ структуры и состава конструкционных материалов; - оценку коррозионностойких свойств материалов в различных агрессивных средах, а также при механических воздействиях; - неразрушающий контроль структуры, наличия и развития дефектов в конструкционных материалах; - исследование и контроль напряженно-деформированного состояния объекта; - исследование и контроль температурного состояния объекта; - контроль тепло-, электро-, радиоизоляции; - измерение давления, температуры и состава рабочей (технологической) среды; - контроль состава и загрязненности смазочных материалов, - гидро- и пневмоиспытания, - исследование и контроль шума, вибрации, акустических полей, - течеискание, - радиационный контроль и другие. Контроль технического состояния  проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени. Виды технического состояния: исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени. Прогнозирование технического состояния  определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени Предельное состояние  состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно. Оборудование в этом случае не подлежит ремонту и снимается с эксплуатации Критерий предельного состояния  признак или совокупность признаков предельного состояния объекта, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией. В зависимости от условий эксплуатации для одного и того же объекта могут быть установлены два и более критериев предельного состояния Ресурс  суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние Гамма-процентный ресурс  суммарная наработка, в течение которой объект не достигнет предельного состояния с вероятностью , выраженной в процентах Остаточный ресурс – суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние Срок службы – календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления до перехода в предельное состояние Гамма-процентный срок службы  календарная продолжительность эксплуатации, в течение которой объект не достигнет предельного состояния с вероятностью , выраженной в процентах Остаточный срок службы – календарная продолжительность эксплуатации объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние Наработка  продолжительность или объем работы объекта Критерий отказа  признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния объекта, установленные в нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. Критерии отказов и предельных состояний устанавливаются индивидуально для каждого вида оборудования техническими условиями или НТД Ресурсный отказ  отказ, в результате которого объект достигает предельного состояния Внезапный отказ  отказ, характеризующийся скачкообразным изменением значений одного или нескольких параметров объекта Постепенный отказ  отказ, возникающий в результате постепенного изменения значений одного или нескольких параметров объекта Деградационный отказ  отказ, обусловленный естественными процессами старения, изнашивания, коррозии и усталости при соблюдении всех установленных правил и (или) норм проектирования, изготовления и эксплуатации Критичность отказа  совокупность признаков, характеризующих последствия отказа Независимый отказ элемента – отказ элемента системы, не обусловленный повреждениями и отказами других элементов системы; Зависимый отказ элемента – отказ элемента объекта, вызванный повреждениями или отказами других элементов системы; Полный отказ – отказ, при котором использовании системы по назначению невозможно до восстановления её работоспособности; Частичный отказ – отказ, после возникновения которого использование системы по назначению возможно, но при этом значения одного или нескольких основных параметров находятся вне допустимых пределах; Сбой – самоустраняющийся отказ, приводящий к кратковременной утрате работоспособности; Перемежающийся отказ – многократно возникающий сбой одного и того же характера; Конструкционный отказ – отказ из-за ошибок конструктора или несовершенства методов конструирования; Производственный отказ – отказ, вызванный нарушением или несовершенством технологического процесса изготовления или ремонта элементов системы; Эксплуатационный отказ – отказ, возникающий при нарушении установленных правил эксплуатации или влияния, непредусмотренных внешних воздействий. В табл. 1 приводится полная классификация отказов трубопроводных систем, причины и соответствующие им виды отказов. Таблица 1 Классификация отказов трубопроводных систем, причины и соответствующие им виды отказов Характеристика отказов Вид отказов Характер изменения основных параметров Внезапный отказ Постепенный отказ Возможность использование систем после отказа Полный отказ Частичный отказ Взаимосвязь между отказами Независимый отказ Зависимый отказ Устойчивость Устойчивый отказ (сбой) Неработоспособность Самоустраняющийся отказ (перемежающийся отказ) Внешние проявления отказа Очевидный (явный) отказ Скрытый (неявный) отказ Причины возникновения отказа: • ошибки конструирования • несовершенство методов конструирования, ошибки при изготовлении • несовершенство технологии производства, нарушение правил эксплуатации • внешние воздействия Конструкционный отказ Производственный отказ Эксплуатационный отказ Период возникновения отказа Отказ при сдаточных испытаниях Отказ периода приработки (приработочный отказ). Отказ периода нормальной эксплуатации. Отказ последнего периода эксплуатации Возможность устранения отказа Устранимый отказ. Неустранимый отказ. Эксплуатационный показатель надежности  показатель надежности, точечная или интервальная оценка которого определяется по данным эксплуатации Цикл нагружения – последовательность изменения нагрузки, которая заканчивается первоначальным состоянием и затем повторяется. Размах колебания нагрузки – абсолютное значение разности между максимальным и минимальным ее значениями в течение одного цикла. Средство технического диагностирования (контроля технического состояния)  аппаратура и программы, с помощью которых осуществляется диагностирование (контроль) Диагностический (контролируемый) параметр  параметр объекта, используемый при его диагностировании (контроле) Дефектоскопия  совокупность методов и средств неразрушающего контроля, предназначенных для обнаружения дефектов типа нарушения сплошности и неоднородности в материалах и изделиях. Техническое обслуживание – ряд регламентированных мероприятий направленных на профилактику, выявление и ремонт неисправностей. Качественная зависимость интенсивности (вероятности) отказов от времени эксплуатации представлена на рис. 1.1. Рис. 1.1. Качественная зависимость интенсивности отказов от времени эксплуатации 1 – время эксплуатации по ресурсу; 2 – максимально возможное время эксплуатации; 3 – неиспользованный ресурс; А – область преждевременных отказов (приработки); Б – область случайных отказов; В – область отказов по износу Авария – отказ, сопровождающийся значительными повреждениями объекта и связанный со значительными издержками на локализацию последствий и восстановление работоспособности объекта (ТС). Основные принципы и порядок диагностирования технического состояния оборудования В настоящее время большая часть (80—90%) технологического обо­рудования нефтегазохимических производств отработала норматив­ный ресурс; основные фонды предприятий практически не обновляют­ся. Дальнейшая эксплуатация такого оборудования возможна только с разрешения органов Федерального горного и промышленного надзора России (Госгортехнадзора России) на основании тщательного обследования технического состояния оборудования, установления работоспособности, остаточного ресурса безопасной эксплуатации. Диагностированием технического состояния оборудования потенциально опасных производств занимаются специализированные диагностические организации, аккредитованные, имеющие лицензии Госгортехнадзора России на проведение соответствующих работ. Диагностика технического состояния оборудования преследует ряд целей: • обеспечение безопасности производства; • изменение системы технического обслуживания и ремонта путем перехода от планово-периодического ремонта к более экономичному - по техническому состоянию; • запрещение доступа на отечественный рынок зарубежной промышленной продукции, не отвечающей требованиям безопасности; • повышение качества отечественной промышленной продукции. В качестве базовой концепции оценки технического состояния оборудования потенциально опасных производств используют подход, основанный на принципе "безопасной эксплуатации по техническому состоянию", согласно которому оценка технического состояния объекта осуществляется по параметрам технического состояния (ПТС), обеспечивающим его надежную работу и безопасную эксплуатацию согласно нормативно-технической или конструкторской документации, а остаточный ресурс - по определяющим параметрам технического состояния. В качестве определяющих ПТС принимают параметры, изменение которых (в отдельности или в некоторой совокупности) может привести объект в неработоспособное или предельное состояние, т. е. к его разрушению или созданию аварийной ситуации. В зависимости от критериев отказа и предельного состояния параметрами технического состояния могут служить: • коэффициенты запасов прочности (по пределам текучести, прочности, длительной прочности, ползучести, трещиностойкости, устойчивости; по числу циклов или напряжений на циклическую прочность); • характеристики материалов (механические: предел текучести, предел прочности, твердость, трещиностойкость, предел выносливости, длительной прочности, ползучести, а также химический состав, характеристики микроструктуры и т. д.); • другие параметры (технологические: температура, давление, выход готового продукта, производительность, а также параметры вибрации, шума и т. д.), если известны корреляционные связи этих параметров с параметрами, отвечающими за прочность и безаварийную эксплуатацию объекта. Диагностика технического состояния оборудования опасных производств является обязательной: • по истечении нормативного ресурса; • после капитального ремонта; • после устранения аварий или эксплуатации оборудования в условиях и режимах, не предусмотренных назначением и регламентом его эксплуатации; • при приемно-сдаточных испытаниях (в том числе при применении импортного оборудования); • если эксплуатирующая организация сомневается в дальнейшей безопасной эксплуатации оборудования или утеряна техническая документация. Структурная схема общего подхода к техническому диагностированию и определению остаточного ресурса опасных объектов показана на рис. 1. Цель анализа технической документации установить номенклатуру технических параметров, предельных состояний, выявить наиболее вероятные отказы и повреждения, а также элементы конструкции и ее участков, рост повреждаемости в которых и их дефектность могут привести к отказу. Особое внимание уделяют анализу критериев, причин, последствий и критических отказов, выявлению постепенных, деградационных и зависимых отказов, воз­можности внезапных отказов. Целью оперативной (функциональной) диагностики является получение данных о техническом состоянии обследуемого объекта, его технологических параметрах и нагруженности, условиях взаимодействия с окружающей средой. Оперативная диагностика осу­ществляется на объекте непрерывно или дискретно в соответствии с предварительно разработанной и согласованной со службами, от­ветственными за эксплуатацию объекта, программой, с использо­ванием штатного приборо-измерительного комплекса, и заключа­ется в регистрации показателей технологического процесса, в том числе служащих параметрами технического состояния объекта (температура, давление, мощность, уровень вибрации, расходы и выход продуктов технологического процесса и т. д.), и их дальней­шей статистической обработке. Целью экспертного обследования является получение ин­формации о реальном техническом состоянии объекта, наличии в нем повреждений, выявлении причин и механизмов их возникно­вения и развития. Экспертное обследование проводится в соответствии с программой, разработанной на основе анализа технической документации и данных оперативной диагностики приме­нительно к данному объекту. В общем случае программа включает в себя: • визуальный (внешний и внутренний) осмотр; • измерение геометрических параметров, включая толщинометрию стенок конструкции; • определение химического состава, структуры металла, замеры твердости, определение механических характеристик; дефектоскопический контроль, виды и объем которого устанавливаются с учетом требований полноты и достаточности выявления дефектов и повреждений данного объекта; • исследование напряженно-деформированного состояния объекта. Для выполнения экспертного обследования должны рекомендоваться методики и измерительная аппаратура, указанная в действующей нормативно-технической документации на диагностирование с учетом требований проектной, монтажной и эксплуатационной документации на данный объект. Применение специальных методик и аппаратуры может быть разрешено после их согласования со специализированными организациями и органами Госгортехнадзора России. Результаты экспертного обследования оформляют в виде про­токолов измерений, карт дефектности и повреждений объекта с таблицами данных и отражают в отчете или техническом заключе­нии. Целью экспертного анализа повреждений и параметров техни­ческого состояния объекта, проводимого на основании полученных данных анализа технической документации, оперативной диагностики и экспертного обследования, является установление текущего состояния объекта, уровня и механизма повреждений, фактической нагруженности, чтобы ответить на вопрос — возможна ли дальнейшая эксплуатация объекта или необходим дальнейший уг­лубленный анализ его технического состояния. По совокупности данных, полученных в результате технического диагностирования объекта, определяют остаточный ресурс объекта путем прогнозирования изменения определяющих параметров до достижения ими предельных значений. В методике расчета остаточного ресурса должен быть обоснован выбор метода прогнозирования, требования к его точности и дана оценка риска дальнейшей эксплуатации объекта. При оценке технического состояния ЛЧ МГ решаются следующие задачи: - определение возможности образования дефектов на участках газопроводов, эксплуатируемых в экстремальных условиях; - установление динамики развития дефектов труб и защитных покрытий; - установление динамики изменения физико-механических характеристик материала газопровода; - определение изменения технологических параметров в процессе эксплуатации трубопроводов; - определение динамики развития условий взаимодействия трубопроводов с окружающей средой; - расчет аварийно-опасных участков трубопроводов, оптимальных режимов их эксплуатации и разработки предложений по поддержанию их конструктивной надежности; - определение оптимальной технологии и средств диагностирования и ремонта ЛЧ МГ. Диагностическими методами контроля технического состояния ЛЧ МГ являются: - аэрокосмическая съемка трасс магистральных трубопроводов с использованием цветной, многозональной, инфракрасной, радиочастотной и других методов съемки. Эта съемка позволяет оценить состояние и динамику развития тех или иных геологических и биологических процессов на трассах (обводнение, осушение, изменение покрова и др.), а также инженерных сооружений, дорог, насыпей, трубопроводов и др.; вертолетные обследования визуальные и со съемкой телевидеоаппаратурой, позволяющие оценить состояние наземных и надземных трубопроводных систем, особенно в Северных и горных условиях; - контроль потенциала катодной защиты трубопроводных систем, осуществляемый при наземных обследованиях и с вертолетов; - пропуск приборных поршней ("ультраскан", "калипер" и др.) внутри трубопроводов для оценки и измерения коррозионных дефектов на внутренней и наружной поверхности труб, а также наличия вмятин и овализации. - наземное обследование отдельных участков трубопроводов с использованием методов неразрушающего контроля (УЗД, толщинометрия, твердометрия, акусто-эмиссионная диагностика и др.); - обследование с судов подводных трубопроводов с использованием гидроакустических профилемеров; - лабораторные исследования свойств материалов, сварных соединений, изоляционных покрытий и др., путем вырезки образцов при авариях и проведении ремонтных работ; - наземные обследования с применением транспортных средств, пеших обходов, шурфования, специальных исследований; - наземные исследования деформативности подземных, наземных и надземных участков трубопроводов с использованием геодезических и лазерных средств; - водолазные обследования дюкерных переходов трубопроводов; - визуальное обследование внутренней части трубопроводов и арматуры с помощью оптико-волоконных средств; - рентгеновские, ультразвуковые и магнитографические методы контроля сварных швов при строительстве и ремонте трубопроводных систем; - испытание и переиспытание участков трубопроводов гидравлическими или пневматическими методами внутренним давлением. На особо ответственных участках ЛЧ МГ, требующих постоянного контроля, для диагностики должны создаваться автоматизированные системы телеметрического комплекса для получения информации о действительных условиях эксплуатации трубопровода и его взаимодействии с окружающей средой. Автоматизированными системами телеметрического комплекса получения информации могут быть оборудованы компрессорные станции, станции охлаждения газа, сложные дюкерные и надземные переходы, подземные участки газопроводов, расположенные на льдистых вечномерзлых грунтах, и другие ответственные участки и элементы трубопроводных систем.