Методическое обеспечение дефектоскопии компрессорных станций

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Методическое обеспечение дефектоскопии компрессорных станций

Методическое обеспечение дефектоскопии компрессорных станций

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

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

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 20426-82 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).

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 10x20 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

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)

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

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

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

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

При расшифровке снимков определяют вид дефектов и их размеры по ГОСТ 23055-78. 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.