Методическое обеспечение дефектоскопии компрессорных станций

Тип работы:
Контрольная
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Методическое обеспечение дефектоскопии компрессорных станций

1. Этапы диагностических задач

Различная нормативная документация по оценке технического состояния технологического оборудования компрессорных станций (КС) методами неразрушающего контроля устанавливает вид и периодичность контроля, а также точность измерений при проведении необходимых для диагностирования и прогнозирования технического состояния технологического оборудования и трубопроводов с целью:

§ определения соответствия параметров технического состояния технологического оборудования требованиям технической документации;

§ выявления мест и причин неисправностей оборудования;

§ определения оптимального срока вывода оборудования в планово-предупредительный ремонт (ППР) при его надежности и экономически выгодной эксплуатации;

§ разработки оперативной исполнительной документации для дефектоскопистов.

Техническое состояние технологического оборудования характеризуется:

§ соответствием проектных и фактических параметров оборудования;

§ механическим износом от воздействия твердых примесей рабочей среды;

§ износом в связи с воздействием агрессивной рабочей среды;

§ состоянием стенок аппаратов.

Техническое состояние трубопроводов наземных, а также трубопроводов обвязки, характеризуется:

§ износом в связи с эрозией металла;

§ воздействием твердых примесей в рабочей среде;

§ коррозией стенок трубопроводов;

§ механическим износом и величиной линейных перемещений;

§ состоянием опор и фундаментов.

Нормативная документация предусматривает измерения для трех этапов диагностических задач.

Первый этап — контроль за техническим состоянием оборудования путем сопоставления величин, полученных при измерении с номинальными, характеризующими то или иное техническое состояние объекта измерений в соответствии с регламентом, приведенным в таблице 1. Цель этапа — недопущение отклонения показателей технического состояния от номинальных.

Таблица 1. Контрольные измерения 1-го этапа

Наименование технологического оборудования

Вид контрольных измерений

Сроки передачи информации

Периодичность контрольных измерений

Исп-нители

Обвязка устья скважины

вибродиагностика

в течение месяца

1 раз в год по перечню

ЦПТЛ

ОООГ

ультразвуковой контроль

после проведения измерений

по запросу

радиография

по формам

Шлейф

ультразвуковой контроль

приложения

1 раз в год по перечню

радиография

после ремонта, вновь вводимые

Аппараты С-01, С-02, С-03

вибродиагностика

приложения

1 раз в год при зачистке язв

ультразвуковой контроль

по запросу

Теплообменники Т-1, Т-2, Т-3

вибродиагностика

приложения

1 раз в год при зачистке язв

ультразвуковой контроль

Межблочные трубопроводы УКПГ с запорной регулируемой аппаратурой

вибродиагностика

приложения

1 раз в год

ультразвуковой контроль

1 раз в год по утвержденной схеме

радиография

вновь вводимые, а также после ремонта 100% согласно СНиП 3. 05. 05−84

Второй этап — определение технического состояния элементов и узлов оборудования, при этом задача диагностики заключается в обнаружении дефектов, неисправностей, а также причин, приведших к изменению технического состояния объекта диагностирования (таблица 2).

Таблица 2. Контроль измерения 2-го этапа

Вид специальных диагностических измерений

Цель измерений

Периодич-ность измерений

Органи-

зация-

испол-нитель

1. Измерения на технологическом оборудовании

ЦПТЛ,

ГТП

1.1. Снятие динамических характеристик

Выявление изменений динамической жесткости систем: «оборудование — опоры», «трубопровод — опоры» и степени приближения к резонансному состоянию

При повышении вибрации

2. Измерение пульсации потока газа

Определение уровня и причин возникновения пульсации

— «-

— «-

3. Проведение ультразвуковой дефектоскопии сварных швов. Радиографическая дефектоскопия

Соответствие технических параметров паспортным

По запросу

4. Измерение осадков оборудования, выявление характера и динамики осаждения

— «-

5. Изменение полных механических напряжений трубопроводов обвязок ДКС косвенным методом

Выявление полного напряженного состояния трубопроводов в опасных сечениях

По запросу

— «-

6. Проведение тензометрирования

Выявление уровня механических напряжений в стенках трубопроводов

При обнаружении непрекращающихся осадок оборудования

ЦПТЛ,

ГТП

7. Измерение виброакустических параметров запорной арматуры

Определение перетечек газа в кранах

По запросу

— «-

Третий этап — прогнозирование изменения технического состояния оборудования, его элементов и узлов. Основная задача — определение фактического технического состояния оборудования для определения сроков проведения техобслуживания и ремонта.

На основании накопившейся информации разрабатываются:

§ методики выявления зависимости развития выявленных дефектов от факторов (вибрации, напряженного деформирования и другие), воздействующих на состояние оборудования контролируемого объекта, учитывая их индивидуальные особенности эксплуатации;

§ мероприятия и рекомендации по повышению надежности диагностируемого оборудования.

2. Выбор метода или комплекса методов и средств контроля

Выбор метода или комплекса методов и средств контроля следует проводить в соответствии с требованиями стандартов, технических условий, технологических схем и рабочих чертежей, утвержденных в установившемся порядке, на конкретный объект контроля, а также с учетом требований стандарта ГОСТ 20 426–82 технических характеристик средств контроля, технологии их изготовления, размеров выявленных дефектов и производительности контроля.

Проведение диагностических измерений. Диагностические измерения (плановые, внеочередные) включают в себя комплекс работ, обеспечивающих определение пригодности технологического оборудования или трубопроводов к дальнейшей безопасной эксплуатации. Диагностические измерения предусматривают применение всех видов диагностики и контроля за исключением разрушающих.

При проведении диагностических измерений особое внимание должно быть уделено:

§ состоянию опор и фундаментов;

§ вибрации трубопроводов и аппаратов;

§ зонам входа и выхода продукта;

§ зонам измерения направления потоков коррозионной среды;

§ зонам раздела фаз среды;

§ зонам возможного застоя и скопления конденсата.

При измерении параметров, характеризующих техническое состояние технологического оборудования, технологических обвязок и трубопроводов, контролируются следующие узлы:

§ на трубопроводах (шлейфах) участки: прямые, горизонтальные, вертикальные, наклонные, сужающие, поворотные;

§ аппараты, работающие под давлением; емкости, резервуары.

При контроле сплошности металла аппаратов, емкостей, резервуаров УКПГ и ДКС 100% - ному сплошному контролю подвергается днище и часть примыкающей к нему обечайки сепараторов, часть обечаек сепараторов, контактирующих с газожидкостной и газовой средой. Вибрационные измерения выполняются в контрольных точках, обозначенных на специальных схемах (рис. 1).

Рис. 1. Схема вибрационных измерений и толщинометрии сепаратора-распределителя (по заранее заданному маршруту измерений)

На прямолинейных участках трубопроводов точки измерения вибрации располагаются по возможности равномерно по длине. Количество точек назначается исходя из длины участка между неоднородностями: до 1,5 м -1; до 3 м — 2; до 4 м — 3; более 4 м — 4. В число указанных точек не включены точки измерения на неоднородностях, ограничивающих участки. В каждой точке измеряются параметры вибрации в вертикальной и горизонтальной плоскости.

Измерения уровня вибрации на фундаментах технологических аппаратов и опор трубопроводов, на корпусах аппаратов в верхней и нижней точке, на трубопроводах (углы поворота, сужение в местах установки регулирующих устройств) проводятся при пуске линии в эксплуатацию с нагрузкой 60% и 100% от проектной производительности.

Пульсация давления газового потока измеряется в точках на входе и выходе нагнетателя ДКС, на входе и выходе каждого аппарата, а также в трех — четырех точках, расположенных равномерно на каждой трубопроводной линии между общим коллектором ДКС и нагнетателями и на станционном выходе в общий коллектор.

Для проведения тензометрирования используются тензорезисторы базой 10×20 мм и сопротивлением 200 Ом (например КФ5П1−15−200А-12), а также измерители статических деформаций (например, ИСД-3, диапазон измерений С-1000 ед., класс точности — 0,5).

Дефектоскопия сварных швов, аппаратов и трубопроводов ультразвуковым методом, а также проверка на сплошность металла стенок аппаратов и трубопроводов производится периодически в зависимости от условий эксплуатации, состава рабочей смеси, скорости коррозии металла, изменения напряженного состояния в металле, в зависимости от уровня и интенсивности роста вибрации. Объем ультразвукового контроля сплошности металла стенки трубопровода и технологических аппаратов определяется техническим заданием по контролю.

3. Оценка качества по результатам измерений

Сварные швы любых трубопроводов бракуются, если при контроле будут обнаружены трещины, незаваренные кратеры, прожоги, свищи, подрезы глубиной 0,5 мм. В сварных швах технологического оборудования высокого давления порядка 10−100 МПа подрезы не допускаются. Оценка качества сварных соединений технологических трубопроводов производится согласно требованиям СНиП 3. 05. 06−84 и ОСТ 36−75−83. Сварные соединения трубопроводов высокого давления считаются годными, если отсутствуют:

§ протяженные дефекты;

§ протяженные дефекты с амплитудой отраженного сигнала, соответствующей эквивалентной площади S = 2 мм2 и более при толщине стенки свыше 20 мм (первый браковочный уровень);

§ непротяженные дефекты с амплитудой отраженного сигнала, соответствующей эквивалентной площади до S = 2 мм2 при толщине стенки трубы до 20 мм включительно и до S = 3 мм2 при толщине стенки трубы свыше 20 мм в количестве не более трех на каждые 10 мм шва.

Непротяженными считаются дефекты, протяженность которых не превышает значений, указанных в таблице 3 для соответствующих толщин [33].

Таблица 3. Предельные допустимые значения измеряемых характеристик дефектов в швах, сварных соединениях технологических трубопроводов I-IV категории

Номинальная толщина свариваемых эелементов

Оценка по амплитуде эхо-сигналов

Оценка по условной протяж.

услов. расстоянию между дефектами и кол-во дефектов

Условия протяженности (мм) дефекта, расположенного на глубине, мм

Кол-во допустимых по измерям. характерис-тикам дефектов на любых 100 мм длины шва, шт.

Суммарная условная протяженность (мм) допустимости дефектов на любых 100 мм длины шва, расположенных на глубине

до 20

вкл

свыше

20

до 20

вкл

свыше

20

от 6 до 20 вкл.

Первый браковочн. уровень

2-й браковочн.

уровень

10

-

3

25

-

свыше 20,0 до 40,0 вкл.

Первый предельный

10

15

4

25

35

свыше 40,0

Чувстви-тельность

20

25

5

30

40

В соответствии с ОСТ 36−75−83 значение первого браковочного уровня определяется по таблице 4, а значение второго браковочного уровня устанавливается выше первого на 3 дБ [25].

Таблица 4. Значение первого браковочного уровня (предельная чувствительность)

Минимальная толщина свариваемых элементов, мм

от 6 до 14 вкл.

свыше 14 до 18 вкл.

свыше 18 до 26 вкл.

свыше 26 до 30 вкл.

свыше 30 до 34 вкл.

свыше 34 до 38 вкл.

Свыше 38

Первый браковочный уровень (предельная чувствительность), мм2

2,0

2,5

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

Оценка качества сварных соединений трубопроводов производится согласно требованиям СНиП III-29−75. Сварные соединения трубопроводов считаются годными, если измеренные характеристики дефектов не превышают норм, указанных в таблице 5, 6 [25].

Таблица 5. Предельно допустимые значения измеряемых характеристик дефектов в швах сварных соединений трубопроводов

Номинальная толщина свариваемых элементов, мм

Эквивалентная площадь отражателей (предельная чувствительность), мм2

Условная протяженность отдельного дефекта при расположении

Суммарная условная протяженность дефектов на 100 мм длины шва при расположении

в корне шва

в сечении шва, мм

в корне шва

в сечении шва, мм

10,0 — 20,0

2,5

1/3 периметра

20

не ограничивается (но не более 1/3 периметра)

30

Таблица 6. Предельно допустимые значения измеряемых характеристик сплошности металла стенок технологических аппаратов

Форма расслоения

Протяженность

расслоения, мм

Группа

Точечная или небольшой протяженности, не более

20

I группа

Отдельные протяженные расслоения, не более

Скопления с высокой концентрацией, не более

100

200

II группа

Отдельные расслоения, прилегающие к сварному шву, не более

500

II группа

Расслоения или скопления с высокой плотностью концентрации, более

200

III группа

Расслоение металла в технологических аппаратах II и III группы считаются недопустимыми.

Оценка качества сварных соединений трубопроводов в баллах в зависимости от величины и протяженности проплава в корне шва, а также наличия несплавлений, включений и трещин приведена в таблице 7, 8.

Таблица 7. Определение суммарного бала качества по результатам радиографического контроля

Оценка в баллах

Непровары по оси шва, вогнутость и превышение проплава в корне шва, наличие несплавлений трещин

высота (глубина) в % от номинальной толщины стенки

суммарная длина по периметру трубы

0

Непровар отсутствует. Вогнутость корня шва до 10%, но не более 1,5 мм.

Превышение проплава корня шва до 10%, но не более 3 мм

до 1/3 периметра

до 1/3 периметра

1

Непровар по оси шва до 20%, но не более 2 мм или, до 5%, но не более 1 мм

до ¼ периметра

2

Непровар по оси шва до 20%, но не более 3 мм,

или до 10%, но не более 2 мм или до 5%, но не более 1 мм

до ¼ периметра

не ограничивается

6

Трещины

Несплавления между основным металлом и швом и между отдельными валиками шва

Непровары по оси шва более 20% и более 3 мм

независимо от длины

независимо от длины

независимо от длины

Примечание. Величина вогнутости оси корня шва и превышение проплава для трубопроводов I-IV категории не нормируется.

Таблица 8. Допустимые размеры включений (пор), выявленных при радиографическом контроле, и их оценка в баллах

Оценка в баллах

Толщина стенки, мм

Включения (поры)

Длина скопления,

мм

Суммарная длина на любом участке шва длиной 100 мм

ширина (диаметр), мм

длина,

мм

1

до 3

св.3 до 5

св.5 до 8

св. 8 до 11

св. 11 до 14

св. 14 до 20

св. 20 до 26

св. 26 до 34

св. 34

0,5

0,6

0,8

1,0

1,2

1,5

2,0

2,5

3,0

1,0

1,2

1,5

2,0

2,5

3,0

4,0

5,0

6,0

2,0

2,5

3,0

4,0

5,0

6,0

8,0

10,0

10,0

3,0

4,0

5,0

6,0

8,0

10,0

12,0

15,0

20,0

2

до 3

св.3 до 5

св.5 до 8

св. 8 до 11

св. 11 до 14

св. 14 до 20

св. 20 до 26

св. 26 до 34

св. 34 до 45

св. 45

0,6

0,8

1,0

1,2

1,5

2,0

2,5

2,5

3,0

3,5

2,0

2,5

3,0

3,5

5,0

6,0

8,0

8,0

10,0

12,0

3,0

4,0

5,0

6,0

8,0

10,0

12,0

12,0

15,0

15,0

6,0

8,0

10,0

12,0

15,0

20,0

25,0

30,0

30,0

40,0

3

до 3

св.3 до 5

св.5 до 8

св. 8 до 11

св. 11 до 14

св. 14 до 20

св. 20 до 26

св. 26 до 34

св. 34 до 45

св. 45

0,8

1,0

1,2

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

3,0

4,0

5,0

6,0

8,0

10,0

12,0

12,0

15,0

15,0

5,0

6,0

7,0

9,0

12,0

15,0

20,0

20,0

25,0

30,0

3,0

10,0

12,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

При расшифровке снимков определяют вид дефектов и их размеры по ГОСТ 23 055–78. При расшифровке радиографических снимков не учитываются включения (поры) длиной 0,2 мм и менее, если они не образуют скоплений и сетки дефектов.

Оценка участков сварных соединений трубопроводов всех категорий, в которых обнаружены цепочки включений (пор), должна быть увеличена на один балл.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой