АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ОТКРЫТОГО ТИПА "ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ"
(АООТ "ВНИКТИнефтехимоборудование")

   
     МЕТОДИКА
оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов

     ВВЕДЕНИЕ

На технологических установках многие технологические и межцеховые трубопроводы эксплуатируются более 20 лет. При этом соблюдаются требования РД 38.13.004-86 "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10 МПа (100 кгс/см)".

В соответствии с "Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных, химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств"* для основного оборудования, к которому относятся и технологические трубопроводы, необходимо устанавливать допустимые сроки службы.

________________

* На территории Российской Федерации действуют действуют Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств", утвержденные Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11.03.2013 года N 96, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

Учитывая накопленный предприятиями и организациями Минэнерго обобщенный опыт исследований по определению остаточного ресурса энергетического оборудования и трубопроводов, отработавших расчетный срок службы, а также опыт оценки остаточного ресурса технологического оборудования нефтехимпереработки, накопленный ВНИКТИнефтехимборудование, ВНИИнефтемашем, НИИХИМмашем, НПО "Леннефтехим", ВНИПИнефть и рядом других исследовательских организаций, можно утверждать, что, в основном, оборудование имеет остаточный ресурс, работоспособности, превышающий проектный.

"Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов" (в дальнейшем "Методика...") разработана на основе обобщенного опыта работ исследовательских организаций, специализирующихся на вопросах оценки ресурса дальнейшей эксплуатации технологического оборудования нефтехимпереработки и энергетики, а также опыта предприятий, эксплуатирующих данное оборудование, с учетом действующей нормативно-технической документации, в том числе:

"Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России", утвержденные Госгортехнадзором РФ 17.11.95*; РД 38.13.004-86 "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см)" и "Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств" (ВНИКТИнефтехимоборудование, г.Волгоград, 1992).

________________
     * Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: утвержденные Госгортехнадзором РФ 17.04.95. - Примечание изготовителя базы данных.

"Методика..." определяет необходимый перечень работ, исследований, испытаний и расчетов, позволяющих провести оценку остаточного ресурса технологических трубопроводов, и основана на индивидуальной диагностике обследуемого трубопровода.

Оценка остаточного ресурса действующих трубопроводов базируется на основе последних достижений в области механики разрушения, металловедения, неразрушающих методов контроля, действующих норм расчетов на прочность и включает в себя изучение технической документации и условий эксплуатации, обследование технического состояния с использованием толщинометрии, дефектоскопии, металлографический контроль структур, исследование механических свойств и химического состава металла, оценку фактической нагруженности основных несущих элементов трубопровода, испытание на прочность и плотность.

Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов разработана авторским коллективом в составе: Е.А.Малов, А.Е.Фолиянц, Н.А.Шаталов, Н.А.Потапов, Н.В.Мартынов, Ю.И.Шлеенков, Н.Н.Толкачев, Н.Ф.Мелихов, С.И.Глинчак, Г.С.Дерен, В.А.Яцков, В.П.Белов, Б.И.Микерин, А.М.Кочемасов, Г.М.Федин.

     1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая "Методика..." регламентирует необходимый объем работ и порядок их проведения, критерии оценки работоспособности при определении остаточного ресурса стальных технологических трубопроводов, применяемых для транспортировки жидких и газообразных веществ с различными физико-химическими свойствами в пределах от остаточного давления (вакуум) от 0,001 МПа (0,01 кгс/см) до условного давления 10 МПа (100 кгс/см) и рабочих температур от - 196 °С до +700 °С, эксплуатация и ремонт которых осуществляются в соответствии с требованиями РД 38.13.004-85*.

________________
     * Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: РД 38.13.004-86. - Примечание изготовителя базы данных.

1.2. Остаточный ресурс - продолжительность безопасной эксплуатации трубопровода на допустимых параметрах от данного момента времени до его прогнозируемого предельного состояния. Прогнозирование остаточного ресурса осуществляется в единицах времени (годах, часах).

1.3. Остаточный ресурс определяется для трубопроводов, если они:

- выработали установленный автором проекта расчетный срок службы или расчетный ресурс;

- не имели установленного расчетного срока службы или расчетного ресурса и находились в эксплуатации 20 лет и более;

- выработали разрешенный к дальнейшей эксплуатации ресурс сверх установленного срока службы или расчетного ресурса;

- временно находились при условиях нарушения режима эксплуатации на параметрах, превышающих расчетные (например, при аварии и пожаре);

- по мнению владельца требуют оценки остаточного ресурса.

1.4. Остаточный ресурс трубопроводов устанавливается на основании технического диагностирования по программе, включающей в себя следующий комплекс работ:

- обследование технического состояния трубопровода;

- исследование механических свойств, микроструктуры и химического состава металла (см. п.2-47);

- оценка фактической нагруженное его элементов на регламентных параметрах его эксплуатации;

- прогнозирование остаточного ресурса трубопровода и его элементов;

- оформление и анализ результатов выполненного обследования технического состояния трубопровода и его элементов, исследований и расчетов;

- составления заключения (см. приложение 1).

В программе необходимо указывать информацию по имеющейся лицензии (разрешения) на вид деятельности организации, проводящей техническое диагностирование (номер лицензии, дату выдачи, срок действия).

1.5. Определение остаточного ресурса трубопроводов проводится организациями (предприятиями, предприятиями - владельцами), имеющими лицензию (разрешение) органов Госгортехнадзора при обязательном участии лица, ответственного за безопасную эксплуатацию трубопроводов, и лица, ответственного по надзору за техническим состоянием эксплуатацией трубопроводов.

1.6. Техническое диагностирование, выполняемое для определения остаточного ресурса технологических трубопроводов, должно проводиться во время плановых остановок технологических установок или объектов (как правило - в их капитальный ремонт).

1.7. Ответственность за своевременность выполнения работ возлагается на администрацию предприятия - владельца и организацию (предприятие), проводящую работу по техническому диагностированию.

Подготовку трубопроводов к обследованию и необходимые меры безопасности при производстве работ обеспечивает предприятие - владелец трубопроводов.

1.8. Настоящая "Методика..." не распространяется на технологические трубопроводы, для которых в силу конструктивных или эксплуатационных возможностей или особенностей, имеются специальные нормативные документы, регламентирующие порядок их работы.

     2. ОБСЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

2.1. Обследование производится с целью оценки технического состояния трубопровода и включает в себя:

- изучение технической документации, условий эксплуатации, информации о ранее проведенных ревизиях, выполненных ремонтах, имевших место отказах и их причинах;

- наружный осмотр;

- внутренний осмотр для участков трубопроводов, имеющих деформацию, когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение в качестве металла или элементов трубопровода;

- замеры твердости (выборочно) металла и сварных швов;

- толщинометрию;

- дефектоскопию одним из методов не разрушающего контроля (радиографический, ультразвуковой, магнито-порошковый, капиллярный или метод акустической эмиссии), которая производится в случаях, когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение в качестве металла или сварного соединения того или иного элемента трубопровода;

- оценку металлографических структур;

- стилоскопирование элементов, выполненных из легированных сталей в случае отсутствия данных по ним в паспорте трубопровода;

- отбор (вырезка) металла для контроля механических свойств, химического состава и микроструктуры;

- гидравлическое (пневматическое) испытание на прочность и плотность.

Необходимость и объемы работ по всем видам обследования приведены в соответствующих разделах.

2.2. Результаты обследования технического состояния оформляются актом или протоколом, где указывается возможность эксплуатации на определенный срок до выдачи заключения об их дальнейшей эксплуатации или об их выводе из эксплуатации.

Акт (протокол) должен быть подписан специалистами, проводящими обследование (см. п.1.5) и утвержден руководством предприятия - владельца трубопроводов.

Трубопроводы с неустраненными дефектами к дальнейшей эксплуатации не допускаются.

2.3. Перед проведением обследования технического состояния трубопровод должен быть подготовлен к безопасному проведению работ в соответствии с действующими правилами и нормами по технике безопасности персоналом предприятия - владельца трубопровода.

2.4. До начала проведения обследования технического состояния трубопровода он должен быть остановлен, охлажден, освобожден от продукта, пропарен, отделен от всех действующих аппаратов и трубопроводов заглушками или отсоединен.

2.5. Толщина применяемых при отключении трубопровода заглушек и фланцев должна быть определена расчетом на прочность. Заглушка должна иметь выступающую часть (хвостовик), по которой определяется ее наличие.

Прокладки между фланцами и заглушкой должны быть без хвостовиков.

2.6. Обследование технического состояния трубопровода на действующих технологических установках (производствах, блоках) в газо- и пожароопасных местах должно осуществляться по наряду-допуску, выдаваемому в установленном порядке администрацией предприятия - владельца трубопровода.

2.7. Места и объем (полностью или частично) вскрытия тепловой изоляции должны устанавливаться специалистами, производящими обследование технического состояния трубопровода.

2.8. Поверхности трубных элементов в местах возможного дефекта должны быть зачищены до металлического блеска предприятием - владельцем по указанию лиц, производящих обследование технического состояния трубопроводов. Шероховатость поверхности должна быть не более 10 мкм по ГОСТ 2789.

Ширина зачищенного участка сварного соединения, подготовленного для контроля, должна быть не менее 60-100 мм с каждой стороны шва по всей контролируемой длине данного сварного соединения.

2.9. Результаты обследования технического состояния трубопровода должны быть отражены в заключении (см. приложение 1).

Изучение технической документации

2.10. Технические данные, условия эксплуатации, информация о проведенных ревизиях, выполненных ремонтах и имевших место отказах, их причинах и др., на которые должно быть обращено особое внимание при обследовании технического состояния, берутся из технической документации согласно п.19.1 РД 38.13.004-86 (перечня ответственных технологических трубопроводов по установке, паспорта трубопровода и прикладываемой к нему документации, акта ревизии и отбраковки трубопровода(ов), опор и опорных конструкций, акта испытания технологических трубопроводов на прочность и плотность, акта на ремонт и испытание арматуры, эксплуатационного журнала трубопроводов, на которые не составляют паспорта, документации на предохранительные клапаны в соответствии с "Руководящими указаниями по эксплуатации, ревизии и ремонту предохранительных клапанов. РУПК-78"*, журнала термической обработки сварных соединений трубопровода, заключения о качестве сварных стыков, а также актов и протоколов предыдущих обследований).

_______________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ИПКМ-2005 "Порядок эксплуатации, ревизии и ремонта пружинных предохранительных клапанов, мембранных предохранительных устройств нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий Минпромэнерго России", являющийся авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

Изучение технической документации имеет целью получение следующих данных:

- проектная организация, монтажная организация, предприятие - владелец, технологическая установка;

- регистрационный номер;

- категория;

- дата пуска в эксплуатацию и наработка на момент обследования, расчетный срок службы или расчетный ресурс;

- давление, температура, среда;