Приказ Ростехнадзора от 26.12.2024 № 432

«Об утверждении Руководства по безопасности „Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов“»

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

ПРИКАЗ

от 26 декабря 2024 г. № 432

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ РУКОВОДСТВА ПО БЕЗОПАСНОСТИ «МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»

В соответствии с пунктом 5 статьи 3 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», пунктом 1 Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. № 401, приказываю:

1. Утвердить прилагаемое руководство по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».

2. Признать утратившим силу приказ Ростехнадзора от 14 января 2020 г. № 9 «Об утверждении Руководства по безопасности „Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов“.»

Руководитель А. В. Трембицкий

Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2024 г. № 432

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ «МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» (далее — Руководство) разработано в целях содействия соблюдению требований Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», а также федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 11 декабря 2020 г. № 517 (далее — ФНП).

2. В Руководстве применяются термины и определения, а также список используемых сокращений, приведенные в приложениях № 1 и 2 к Руководству.

3. Руководство содержит рекомендации к процедуре определения допустимого (разрешенного) рабочего давления магистральных нефте- и/или нефтепродуктопроводов, к составу и объемам проводимых работ, а также включает рекомендуемые расчетные методики и справочные данные.

4. Руководство распространяется на линейную часть и площадочные объекты МН/МНПП для транспортировки нефти и нефтепродуктов (бензины, дизельные топлива и авиационные керосины) с номинальным диаметром до DN 1200 включительно и рабочим давлением на выходе перекачивающих станций не более 10 МПа.

5. Руководство предназначено для организаций, осуществляющих эксплуатацию, строительство сооружений и систем опасных производственных объектов МН/МНПП, техническое диагностирование, испытания, оценку технического состояния, экспертизу промышленной безопасности, расчеты прочности и долговечности, определение ДРД ЛЧ и ПО МН/МНПП.

6. Величину ДРД рекомендуется указывать в формуляре подтверждения безопасной величины максимально разрешенного рабочего давления (далее — Формуляр) в соответствии с руководством по безопасности «Рекомендации по оформлению и хранению документации, подтверждающей безопасность величины максимально разрешенного рабочего давления, при эксплуатации опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденным приказом Ростехнадзора от 31 октября 2022 г. № 379.

7. При определении ДРД рекомендуется основываться на принципе проверки обеспечения нормативного запаса прочности бездефектного трубопровода, установленного нормативными документами, действовавшими на момент проектирования и строительства трубопровода, с учетом накопленных в процессе длительной эксплуатации изменений.

8. Расчет ДРД рекомендуется производить по результатам технического диагностирования по фактической толщине стенки труб, результатам гидравлических испытаний, с учетом раскладки труб по маркам стали (классам прочности), категорий участков, номинального (заводского) давления оборудования, падения рабочего давления по длине трубопровода (эпюры гидравлического уклона).

9. Техническое диагностирование МН/МНПП рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ 34181-2017 «Межгосударственный стандарт. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование. Основные положения», введенным в действие приказом Росстандарта от 4 июля 2017 г. № 633-ст.

10. Дефекты, выявленные по результатам технического диагностирования, для которых проведены расчеты прочности и остаточного ресурса, выполнен ремонт или предусмотрено выполнение ремонта в установленные сроки, не рекомендуется определять как фактор, ограничивающий ДРД.

11. Периодичность определения ДРД предлагается устанавливать в нормативной документации эксплуатирующей организации с учетом периодичности проведения, получения и обработки результатов технического диагностирования. Определение ДРД рекомендуется выполнять на основании результатов технического диагностирования в соответствии с ФНП.

12. Порядок взаимодействия эксплуатирующей организации и специализированной организации в случае ее привлечения для выполнения работ по определению ДРД рекомендуется определять в нормативной документации эксплуатирующей организации и устанавливать в договоре на выполнение работ, оказание услуг.

II. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ УЧАСТКА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

13. Величину ДРД для участка ЛЧ МН/МНПП рекомендуется устанавливать на выходе ПО. При этом значения ДРД рекомендуется рассчитывать отдельно для каждого элемента ЛЧ МН/МНПП (трубных секций, запорной арматуры, соединительных деталей), а ДРД участка ЛЧ МН/МНПП назначать исходя из условия непревышения ДРД в любой точке трубопровода на всех возможных режимах его эксплуатации.

14. Укрупненный состав объектов ЛЧ МН/МНПП, для которых рассчитывается ДРД, может включать в себя, но не ограничивается приведенным перечнем:

непосредственно трубопровод с ответвлениями, резервными нитками и лупингами, состоящий из сваренных в непрерывную нитку трубных секций и соединительных деталей (тройников, отводов, переходов) и установленных на них приварных элементов (патрубков и ремонтных конструкций);

узлы пуска, приема и пропуска очистных устройств, узлы подключения ПО;

линейная запорная арматура.

15. Определение ДРД перемычек между резервной ниткой (лупингом) и основной ниткой рекомендуется проводить в составе работ по определению ДРД резервной нитки (лупинга).

16. Для определения ДРД ЛЧ МН/МНПП рекомендуется получать информацию для исходных данных при расчетах из следующих источников:

копия паспорта ЛЧ МН/МНПП;

копии утвержденных технологических схем ЛЧ МН/МНПП;

сведения о характеристиках труб, результаты проведенного технического диагностирования и/или гидравлических испытаний;

копии сертификатов качества труб от изготовителей;

копии заводских паспортов на соединительные детали и оборудование, подтверждающие характеристики (DN, PN);

сведения о категорийности, заглублении, переходах через автомобильные и железные дороги, водных преградах, высотном положении участка МН/МНПП;

сведения о проектных и эксплуатационных значениях давлений на входе и выходе ПО, пропускной способности участка ЛЧ МН/МНПП;

реологические параметры (плотность, вязкость) транспортируемого продукта;

технические характеристики системы защиты от превышения рабочего давления в трубопроводе;

копии проектной документации (включая проектную технологическую схему ЛЧ МН/МНПП, проектную схему гидравлических испытаний, продольные профили трассы, данные по проектным рабочим давлениям);

копия действующего Формуляра подтверждения величины ДРД;

копия карты уставок защит и блокировок оборудования, сооружений ПО, копию технологической карты защит МН/МНПП;

другие документы, позволяющие получить более полную информацию об объекте.

17. Рекомендуемый перечень работ при определении ДРД ЛЧ МН/МНПП:

анализ исходных данных на предмет их достаточности для определения ДРД ЛЧ;

анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

анализ сведений по выполненным ремонтам оборудования ПО;

анализ результатов гидравлических испытаний ТТ ПО, выполненных при вводе объекта в эксплуатацию и в процессе эксплуатации;

расчеты несущей способности трубных секций, ДРД по результатам проведенных гидравлических испытаний, определение ДРД на выходе НПС;

оформление заключения по определению ДРД ЛЧ. Рекомендуемая форма заключения приведена в приложении № 7.

18. В заключении по определению ДРД участка ЛЧ МН/МНПП рекомендуется отражать:

перечень представленных эксплуатирующей организацией материалов;

величины ДРД на выходе НПС в условиях действия нормативных внутренних и внешних нагрузок при соблюдении установленных нормативными документами (далее — НД) сроков технического диагностирования и ТОР;

сводный график расчетных давлений;

при значении ДРД ниже проектных величин в отчетных материалах указываются рекомендации по доведению ДРД до проектных значений (уточнение фактических прочностных характеристик труб и соединительных деталей, технические решения по ограничению максимальных давлений в переходных процессах, замена трубных секций и другие мероприятия, направленные на устранение причин ограничения ДРД).

19. Рекомендуемые расчетные методики приведены в приложениях № 3 - 5 к Руководству.

III. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ ПЛОЩАДОЧНОГО ОБЪЕКТА

20. Величину ДРД технологических и вспомогательных трубопроводов с установленным оборудованием и запорно-регулирующей арматурой ПО МН/МНПП рекомендуется устанавливать раздельно для следующих участков ТТ ПО:

подводящий трубопровод;

коллектор ПНА (для НПС с резервуарным парком);

коллектор МНА;

напорный трубопровод;

трубопроводы резервуарного парка (для НПС с резервуарным парком);

вспомогательные трубопроводы (системы откачки утечек, дренажной системы, сброса давления).

Состав и границы участков ТТ ПО, для которых определяется величина ДРД, могут отличаться друг от друга в зависимости от типа и назначения рассматриваемого ПО.

Границы участков ТТ ПО рекомендуется принимать в соответствии с назначением выполняемой технологической операции, с учетом номинального (заводского) давления механо-технологического оборудования (далее — МТО) и прочностных характеристик трубопроводов, образующих гидравлически связанную систему.

21. Для определения ДРД ПО рекомендуется получать информацию для исходных данных при расчетах из следующих источников:

копия паспорта ТТ ПО;

копия утвержденной технологической схемы ПО;

перечень ТТ и перечень МТО;

сведения о характеристиках труб;

копии сертификатов качества труб от изготовителей;

копии заводских паспортов на соединительные детали и оборудование, подтверждающие характеристики (DN, PN);

раскладка труб, с указанием конструктивных характеристик, технических условий изготовителя, марки стали (класса прочности);

копии проектной документации (включая проектную технологическую схему ПО, проектную схему гидравлических испытаний, данные по проектным рабочим давлениям в ТТ);

сведения о результатах проведенного технического диагностирования, технического освидетельствования МТО и/или гидравлических испытаний;

сведения по выполненным ремонтам и заменам оборудования ПО по результатам проведенного технического освидетельствования и подтверждающие материалы (акты, протоколы, заключения) об устранении выявленных отклонений (замечаний);

сведения о проектных и эксплуатационных значениях давлений на входе, выходе ПО и в ТТ;

копии актов комплексных испытаний смонтированного оборудования;

технические характеристики системы защиты от превышения рабочего давления в трубопроводе;

копии актов испытаний ССВД, предохранительных устройств/клапанов;

копия действующего Формуляра подтверждения величины ДРД;

копия карты уставок защит и блокировок оборудования и сооружений ПО, копия технологической карты защит МН/МНПП;

другие документы, позволяющие получить более полную информацию об объекте.

22. Рекомендуемый перечень работ при определении ДРД ПО:

анализ исходных данных на предмет их достаточности для определения ДРД ПО;

анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на объекты ПО;

анализ сведений по выполненным ремонтам оборудования ПО;

анализ результатов гидравлических испытаний ТТ ПО, выполненных при вводе объекта в эксплуатацию и в процессе эксплуатации;

расчеты ДРД, несущей способности трубных секций, ДРД по результатам проведенных гидравлических испытаний;

оформление заключения по определению ДРД ПО. Рекомендуемая форма заключения приведена в приложении № 8 Руководства.

23. В отчетных материалах по определению ДРД ПО предлагается отражать:

перечень представленных эксплуатирующей организацией материалов;

величины ДРД для каждого участка ТТ ПО в условиях действия нормативных внутренних и внешних нагрузок при соблюдении установленных НД сроков технического диагностирования и ТОР;

рекомендации по доведению ДРД до проектных значений (при значении ДРД ниже проектных величин).

24. Рекомендуемые расчетные методики приведены в приложениях № 3 - 5 к Руководству.

IV. СОСТАВ И ОБЪЕМ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ

25. До начала работ по определению ДРД участка ЛЧ МН/МНПП или ПО эксплуатирующей организации самостоятельно или с привлечением подрядных организаций рекомендуется выполнить:

анализ наличия и полноты проектной документации (далее — ПД) и исполнительной документации (далее — ИД), получение и систематизацию сведений по секциям труб, техническим устройствам, зданиям и сооружениям, оборудованию, применяемым материалам и изделиям;

техническое диагностирование внутритрубными дефектоскопами для выявления дефектов материала трубы и сварных соединений и измерения фактической толщины стенки трубных секций. При отсутствии данных по фактической толщине стенки на отдельных участках МН/МНПП, толщину стенки рекомендуется подтверждать по данным ИД;

наружное диагностирование методами НК или гидравлические испытания трубопроводов, на которых не проводится ВТД (ТТ, перемычек между основной и резервной нитками переходов через водные преграды, перемычек между технологическими участками МН/МНПП, проходящими в одном техническом коридоре, лупингов, трубопроводов обвязки КПП СОД).

26. К документам, подтверждающим сведения, указанные в пунктах 6 и 21 Руководства, обычно относятся копии проектной, исполнительной и эксплуатационной документации, техническая и конструкторская документация на технические устройства, технические отчеты по результатам технического диагностирования, технического освидетельствования и испытаний.

27. Информацию о металле и трубопроводах в целом, начиная с завода-изготовителя трубных секций, включая этап монтажа трубопроводов, в том числе о сварочных материалах, рекомендуется хранить в составе ПД и ИД до окончания эксплуатации и ликвидации трубопровода.

28. Сведения по нормативным и фактическим характеристикам материалов, НД и ТД на проектирование, изготовление и эксплуатацию, результатам технического диагностирования, технического освидетельствования, испытаниям по каждой секции труб, техническому устройству, изделиям и оборудованию, результатам расчета ДРД рекомендуется хранить в формате электронной базы данных.

29. Для дефектов, выявленных по результатам технического диагностирования, предлагается определять предельное давление и срок безопасной эксплуатации. Рекомендации к применяемой методике расчета дефектосодержащих элементов приведены в приложении № 6 к Руководству.

V. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ПРОЕКТНОГО ДАВЛЕНИЯ

30. Рекомендуется проведение процедуры определения ДРД существующих объектов МН/МНПП, на которых планируется изменение основных технологических параметров работы трубопровода, если данное изменение не предусмотрено в составе исходной ПД как один из этапов реализации проекта (расширение, полное развитие):

повышение проектного давления на выходе НПС и/или в ТТ ПО;

ввод в эксплуатацию (вывод из эксплуатации) НПС;

изменение схемы транспортировки нефти (нефтепродукта), в том числе организация реверсивной перекачки;

строительство новых лупингов (вставок);

изменение протяженности участков МН/МНПП, приводящее к изменению установленного ПД давления в ЛЧ МН/МНПП;

перевод нефтепроводов для транспортирования нефтепродукта (или обратный перевод);

другие изменения, приводящие к отклонению эксплуатационных нагрузок и воздействий от нормативных значений. Нормативные нагрузки и воздействия установлены в ПД, а также в НД, действовавших на момент проектирования и строительства трубопровода.

31. При разработке проектов технического перевооружения (расширения), реконструкции, капитального ремонта на существующем трубопроводе рекомендуется:

эксплуатирующей организации установить в задании на проектирование необходимость определения нового значения проектного давления (ПО и/или ЛЧ МН/МНПП) технологического участка в составе ПД;

проектной организации определить требуемые новые значения проектного давления (с учетом изменений в схеме работы МН/МНПП, давления в ТТ ПО и на выходе НПС, пропускной способности и т.д.) с учетом положений постановления Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. № 87 «О составе разделов проектной документации и требования к их содержанию»;

эксплуатирующей организации провести анализ существующих объектов участка ЛЧ МН/МНПП и/или ПО с учетом нового проектного давления (при необходимости с привлечением специализированной организации) для определения ДРД.

32. При увеличении проектного давления на ЛЧ МН/МНПП и/или в ТТ ПО рекомендуется определять ДРД, а также выполнять пересчет предельного давления и предельного срока эксплуатации секций труб с дефектами на существующих участках МН/МНПП, с учетом выполнения разработанных мероприятий для обеспечения безопасной эксплуатации МН/МНПП с новыми значениями проектных давлений.

Приложение № 1 к руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2024 г. № 432

ТЕРМИНЫ И ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие термины с соответствующими определениями:

давление пробное — избыточное давление, при котором должно проводиться гидравлическое испытание трубопровода и его деталей на прочность и герметичность (пункт 3.7 ГОСТ 32388-2013 «Межгосударственный стандарт. Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия», введенного в действие приказом Росстандарта от 3 апреля 2014 г. № 304-ст);

давление рабочее (нормативное) — наибольшее внутреннее давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации трубопровода (пункт 3.8 ГОСТ 32388-2013 «Межгосударственный стандарт. Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия», введенного в действие приказом Росстандарта от 3 апреля 2014 г. № 304-ст);

давление расчетное — максимальное избыточное внутреннее давление, на которое рассчитывают трубопровод или его часть на прочность (пункт 3.9 ГОСТ 32388-2013 «Межгосударственный стандарт. Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия», введенного в действие приказом Росстандарта от 3 апреля 2014 г. № 304-ст);

дефект — отклонение от предусмотренного нормативными документами качества труб (пункт 3.13 ГОСТ 31447-2012. «Межгосударственный стандарт. Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия», введенного в действие приказом Росстандарта от 5 июня 2013 г. № 133-ст);

допускаемое напряжение — максимальное безопасное напряжение при эксплуатации рассматриваемой конструкции (пункт 3.10 ГОСТ 32388-2013. Межгосударственный стандарт. Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия» (введен в действие приказом Росстандарта от 3 апреля 2014 г. № 304-ст). Номинальные напряжения — значения напряжений, рассчитанные для стенки трубы вне зоны влияния дефектов;

линия (эпюра) гидравлического уклона — линия, представляющая зависимость потери полного напора по длине трубопровода (пункт 3.64 ГОСТ 34563-2019. «Межгосударственный стандарт. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила технологического проектирования», введенного в действие приказом Росстандарта от 24 сентября 2019 г. № 749-ст);

класс прочности труб — прочность металла труб, оцениваемая временным сопротивлением \sigma_{\text{в}} и обозначаемая символами от К34 до К60, что соответствует нормативным значениям \sigma_{\text{в}} (кгс/мм2) (пункт 3.15 ГОСТ 31447-2012 «Межгосударственный стандарт. Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия», введенного в действие приказом Росстандарта от 5 июня 2013 г. № 133-ст);

предел прочности (временное сопротивление) — нормативное минимальное значение напряжения, при котором происходит разрушение материала при растяжении (пункт 3.25 ГОСТ Р 55596-2013 «Национальный стандарт Российской Федерации. Сети тепловые. Нормы и методы расчета на прочность и сейсмические воздействия, утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 25 октября 2013 г. № 1196-ст);»

прочность — способность материала (конструкции) сопротивляться разрушению при воздействии нагрузок (пункт 3.24 ГОСТ Р 58622-2019 «Национальный стандарт Российской Федерации. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального», утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 1 ноября 2019 г. № 1081-ст);

техническое устройство, применяемое на опасном производственном объекте — машины, технологическое оборудование, системы машин и (или) оборудования, агрегаты, аппаратура, механизмы, применяемые при эксплуатации опасного производственного объекта (статья 1 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»);

толщина стенки трубы номинальная — разница между наружным и внутренним радиусом трубы. Толщина стенки трубы или соединительной детали, указанная в стандартах или технических условиях (пункт 3.48 ГОСТ Р 55989-2014 «Национальный стандарт Российской Федерации. Магистральные газопроводы. Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа. Основные требования», утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 1 апреля 2014 г. № 277-ст);

эпюра рабочих давлений (напоров) — линия гидравлического уклона, построенная на сжатом профиле трассы магистрального трубопровода, отражающая стационарный режим перекачки в виде изменения напора в каждой точке трассы магистрального трубопровода (пункт 3.64 ГОСТ 34563-2019 «Межгосударственный стандарт. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила технологического проектирования», введенного в действие приказом Росстандарта от 24 сентября 2019 г. № 749-ст).

Приложение № 2 к руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2024 г. № 432

ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

В Руководстве применены следующие сокращения и обозначения:

ВИП — внутритрубный инспекционный прибор;

ВТД — внутритрубное техническое диагностирование;

ДДК — дополнительный дефектоскопический контроль;

ДРД — допустимое рабочее давление;

ЗА — запорная арматура;

ИД — исполнительная документация;

КПП — камера пуска/приема;

КР — капитальный ремонт;

ЛЧ — линейная часть;

ЛЭП — линия электропередачи;

МН/МНПП — магистральный нефте- и/или нефтепродуктопровод;

МНА — магистральный насосный агрегат;

МТО — механо-технологическое оборудование;

НД — нормативный документ;

НК — неразрушающий контроль;

НПС — нефтеперекачивающая станция;

ОПО — опасный производственный объект;

ОТТ — отраслевые технические требования;

ПД — проектная документация;

ПНА — подпорный насосный агрегат;

ПО — площадочный объект;

ППМН — подводный переход магистрального нефтепровода;

РП — резервуарный парк;

САРД — система автоматического регулирования давления;

СДКУ — система дистанционного контроля и управления;

СИКН — система измерения количества и показателей качества нефти;

СОД — средство очистки и диагностирования;

СОУ — система обнаружения утечек;

ССВД — система сглаживания волн давления;

ТД — технический документ;

ТОР — техническое обслуживание и ремонт;

ТТ — технологические трубопроводы;

ТУ — технические условия;

ЦСПА — централизованная система противоаварийной автоматики;

ЭВМ — электронная вычислительная машина;

ЭПБ — экспертиза промышленной безопасности;

WM — Wallthickness measurement (метод ультразвукового технического диагностирования, предназначенный для измерения толщины стенки);

D — диаметр трубопровода, мм;

D* — внутренний диаметр трубной секции, скорректированный с учетом деформирования, мм;

Dн — наружный диаметр трубной секции, мм;

DN — номинальный диаметр трубопровода, мм;

E₀ - модуль упругости, МПа;

E — переменный модуль упругости, МПа;

g — ускорение свободного падения, м/с2 (g = 9,81 м/с2);

k — упругий модуль объемного расширения;

k₁ - коэффициент надежности по материалу;

kн — коэффициент надежности по назначению;

kисп — коэффициент испытания, характеризующий категорию участка;

kтр — коэффициент запаса прочности трубы;

Kуст — отношение давления срабатывания системы защиты по максимальному давлению на выходе НПС к максимальному рабочему давлению на выходе НПС (давлению настройки САРД);

m — коэффициент условий работы;

M — коэффициент деформационного упрочнения;

n — коэффициент надежности по нагрузке;

n' — расчетный (уточненный) коэффициент надежности по нагрузке;

p — величина избыточного давления в трубопроводе, МПа;

PN — номинальное (заводское) давление оборудования или соединительной детали, МПа;

p_{\text{зав}}^{g} — гарантированная изготовителем величина давления испытания g-й трубной секции, МПа;

p_{\text{нест}}^{g} — максимальное расчетное давление в g-й трубной секции при нестационарных (переходных) процессах, возникающих на рассматриваемом режиме перекачки, МПа;

p_{\text{пред}}^{g} — предельное давление трубной секции, определенное расчетом, МПа;

p_{\text{раб}}^{g} — расчетное давление в g-й трубной секции по эпюре давлений рассматриваемого стационарного режима перекачки, МПа;

P_{\text{ДРД}}^{g} — допустимое рабочее давление g-й трубной секции, МПа;

P_{\text{доп}}^{g} — несущая способность g-й трубной секции, МПа;

P_{\text{факт}.\text{исп}}^{g} — фактическое испытательное давление g-й трубной секции, МПа;

P_{\text{пр}}^{g} — проектное давление g-й трубной секции, МПа;

Pмн — давление, измеренное манометром при проведении испытаний и указанное в акте гидравлических испытаний, МПа;

R₁ - расчетное сопротивление металла труб, принимаемое по СНиП II-Д.10-62 <1>, МПа;

<1> СНиП II-Д.10-62 «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования», утверждены Госкомитетом по делам строительства СССР 12 апреля 1963 г. (далее — СНиП II-Д.10-62).

Rизг — радиус упругого изгиба оси трубопровода, мм;

Xк, Zк — координаты (дистанция и высотная отметка соответственно) конца расчетного участка, м;

Xg, Zg — координаты (дистанция и высотная отметка соответственно) g-й секции труб, м;

Xn, Zn — координаты (дистанция и высотная отметка соответственно) перевальной точки, м;

Zмн — высотная отметка установки манометра при проведении испытаний, м;

\alpha — коэффициент линейного расширения металла, град-1;

\delta — толщина стенки, мм;

\delta_{*} — толщина стенки трубной секции, скорректированная с учетом деформирования, мм;

\delta_{5} — относительное удлинение при разрыве, измеренное на базе, равной пяти диаметрам образца, %;

\delta_{\text{н}} — толщина стенки номинальная, мм;

\delta_{\text{факт}} — толщина стенки фактическая, мм;

\delta_{ci} — толщина стенки i-го сектора, мм;

\delta_{min} — минимальная характерная толщина стенки трубной секции, мм;

\Delta — абсолютная величина минусового (отрицательного) допуска по толщине стенки, мм;

\Delta_{\text{ВИП}} — абсолютная величина завышающей паспортной погрешности ВИП при измерении толщины стенки, мм;

\Delta h — остаточный напор перед конечным пунктом, м;

\Delta t — расчетный температурный перепад в стенке трубы, °C;

\epsilon_{1} — наибольшая деформация удлинения;

\epsilon_{i} — интенсивность деформаций;

\epsilon_{ic} — разрушающая интенсивность деформаций;

\epsilon_{iu} — предельная интенсивность деформаций;

\epsilon_{0} — средняя линейная деформация;

\epsilon_{0c} — разрушающая объемная деформация;

\epsilon_{0u} — предельная объемная деформация;

\epsilon_{\text{т}} — интенсивность деформаций, соответствующая расчетному пределу текучести \sigma_{\text{т}} ;

\epsilon_{\theta} , \epsilon_{z} , \epsilon_{r} — кольцевые (окружные), продольные, радиальные деформации соответственно;

\Theta_{u}(\epsilon_{i},\epsilon_{0},\varphi_{\epsilon}) — критерий предельной прочности;

\Theta_{\text{с}}(\epsilon_{i},\epsilon_{0}) — критерий предельной пластичности;

\mu — упругий модуль сдвига, МПа;

\mu_{p} — упругопластический модуль сдвига, МПа;

\nu_{0} — коэффициент Пуассона;

\nu — переменный коэффициент Пуассона;

\rho — плотность, кг/м3 (т/м3);

\sigma_{0} — среднее напряжение, МПа;

\sigma_{0,2} — условный предел текучести, МПа;

\sigma_{\text{в}} — временное сопротивление (предел прочности), МПа;

\sigma_{\text{кц}} , \sigma_{\text{пр}} — кольцевые и продольные напряжения в стенке трубы от расчетных нагрузок, МПа;

\sigma_{\text{пр}.\text{внеш}} — дополнительные продольные напряжения от внешних нагрузок и воздействий, МПа;

\sigma_{\text{т}} — расчетный предел текучести, МПа;

\sigma_{i} — интенсивность напряжений (эквивалентные напряжения), МПа;

\sigma_{\theta} , \sigma_{z} , \sigma_{r} — кольцевые (окружные), продольные, радиальные напряжения соответственно, МПа;

\varphi_{\epsilon} — угол подобия девиатора деформаций, рад;

\Psi — относительное сужение после разрыва, %.

Приложение № 3 к руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2024 г. № 432

РЕКОМЕНДУЕМАЯ МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ

1. Расчет несущей способности

Расчет несущей способности рекомендуется выполнять для каждой секции на участке эксплуатируемого трубопровода, при этом рекомендуется рассматривать секцию как бездефектную трубу с учетом как характеристик, предусмотренных ПД, так и характеристики фактически уложенных труб при строительстве, а также при реконструкциях и капитальных ремонтах, проведенных за весь период эксплуатации.

Расчет несущей способности трубных секций рекомендуется проводить вне зависимости от наличия или отсутствия дефектов, выявленных при проведении технического диагностирования. Для секций, при диагностировании которых обнаружены дефекты, рекомендуется проводить расчеты предельного давления и срока безопасной эксплуатации (остаточного ресурса).

Расчет несущей способности основан на принципе проверки соответствия соотношения проектного давления и расчетного сопротивления металла труб (с учетом коэффициентов запаса) требованиям строительных норм и правил, действовавших на момент проектирования и строительства трубопровода («проектный» расчет) с учетом результатов измерений фактической толщины стенки при ВТД, результатов экспериментальных исследований по определению фактических механических характеристик металла труб (при их наличии).

Для трубопроводов, построенных в соответствии со СНиП II-Д.10-62, величину несущей способности g-й трубной секции P_{\text{доп}}^{g} , МПа, рекомендуется определять по формуле:

P_{\text{доп}}^{g} = \frac{2 \cdot \delta \cdot R_{1}}{n \cdot (D_{H} - 2\delta)} , (1)

где \delta — толщина стенки труб проектная (принимается равной номинальной толщине стенки, указанной в ПД) или фактическая (принимается по данным ВИП WM/толщинометрии или по ИД на участке трубопровода, где не проводилось ВТД ВИП WM), мм.

Для трубопроводов, спроектированных в соответствии со СНиП II-45-75 <2>, СНиП 2.05.06-85* <3>, СП 36.13330.2012 <4>, величину несущей способности g-й секции P_{\text{доп}}^{\delta} , МПа, рекомендуется определять по формуле:

<2> «Строительные нормы и правила. Часть II. Нормы проектирования. Глава 45. Магистральные трубопроводы», утверждены Постановлением Госстроя СССР от 29 августа 1975 г. № 142 (далее — СНиП II-45-75).

<3> «Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы», утверждены Постановлением Госстроя СССР от 30 марта 1985 г. № 30 (далее — СНиП 2.05.06-85*).

<4> «Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*», утверждены приказом Госстроя от 25 декабря 2012 г. № 108/ГС (далее — СП 36.13330.2012).

P_{\text{доп}}^{g} = \frac{2 \cdot \delta \cdot \text{т } \cdot \sigma_{\text{в}}}{n \cdot k_{1} \cdot k_{n} \cdot (D_{H} - 2\delta)} , (2)

Значения коэффициентов запаса m, k1, kн, n задаются в соответствии со строительными нормами и правилами, действовавшими на момент проектирования, при этом категории участков трубопровода для определения коэффициента m принимаются по ПД. При отсутствии в ПД указаний на категорию трубопровода, категория принимается в соответствии со строительными нормами и правилами, действовавшими на момент проектирования.

Временное сопротивление \sigma_{\text{в}} рекомендуется принимать:

равным минимальному значению по нормативным документам на изготовление труб;

по сертификатам качества изготовителя (при возможности привязки сертификатов к трубным секциям с использованием ИД);

по данным экспериментальных исследований по определению фактических механических характеристик металла труб (при наличии данных испытаний).

При отличии результатов нескольких испытаний (для труб одной марки стали, одного изготовителя по конкретным ТУ) рекомендуется использовать наименьшее значение временного сопротивления.

График несущей способности трубных секций предлагается отображать на сводном графике расчетных давлений трубопровода (рисунок 2).

В качестве величины несущей способности P_{\text{доп}}^{g} оборудования или соединительной детали (например, запорной арматуры, тройника) используется значение номинального давления согласно паспорту на заводское изделие.

2. Уточняющие расчеты несущей способности трубных секций

Для трубных секций, по которым известны фактические превышения нагрузки при нестационарных процессах, а также получены и обработаны результаты ВТД, целесообразно проведение уточняющих расчетов несущей способности трубных секций.

Уточняющие расчеты рекомендуется проводить с использованием:

расчетного коэффициента надежности по нагрузке n'. Использование расчетного коэффициента взамен постоянного n допускается на основании СП 36.13330.2012 (пункт 12.2.1), СНиП 2.05.06-85* (пункт 8.6);

номинальной толщины стенки \delta_{\text{н}} — для трубных секций, фактическая толщина которых по всей поверхности секции укладывается в минусовой допуск от номинального значения, или расчетного коэффициента надежности по материалу k_{1}' .

При определении расчетного коэффициента надежности по нагрузке и уточнении возможности расчета по номинальной толщине стенки рекомендуется использовать современные достижения в области ВТД, методики расчетов переходных процессов и расчетное программное обеспечение, которые позволяют исключить влияние факторов неопределенности, учитываемых нормативными значениями коэффициентов запаса.

3. Определение расчетного коэффициента надежности по нагрузке

Определение расчетного коэффициента надежности по нагрузке n' рекомендуется выполнять за счет использования данных по максимальным давлениям при нестационарных (переходных) процессах.

При наличии расчетных значений максимальных давлений в рассматриваемой g-й секции при стационарном режиме перекачки и при нестационарном процессе, возникающем на данном режиме, коэффициент n' для g-й секции предлагается принимать равным:

Kуст при выполнении неравенства

\frac{p_{\text{нест}}^{g}}{p_{\text{раб}}^{g}} <K_{\text{уст}} ; (3)

отношению (p_{\text{нест}}^{g}/p_{\text{раб}}^{g}) при выполнении неравенства

K_{\text{уст}} \leq \frac{p_{\text{нест}}^{g}}{p_{\text{раб}}^{g}} <n ; (4)

коэффициенту n при выполнении неравенства

\frac{p_{\text{нест}}^{g}}{p_{\text{раб}}^{g}} \geq n , (5)

где: Kуст — отношение уставки защиты по максимальному давлению на выходе НПС по карте защит технологического участка к максимальному рабочему давлению (уставке САРД) на рассматриваемом режиме перекачки;

p_{\text{раб}}^{g} — максимальное рабочее давление в g-й секции труб по эпюре давлений (при давлении на выходе НПС, соответствующим уставке САРД) на рассматриваемом режиме, МПа;

p_{\text{нест}}^{g} — максимальное расчетное давление в g-й секции труб при нестационарных (переходных) процессах, возникающих на рассматриваемом режиме, МПа.

Давления при нестационарных процессах предлагается определять с учетом работы систем защит от превышения допустимых рабочих давлений в трубопроводе.

Перечень сценариев моделирования (отключение промежуточных НПС, перекрытие потока на входе НПС с РП, до узла предохранительных устройств, и т.д.) рекомендуется определять в НД эксплуатирующей организации.

Для расчета переходных процессов целесообразно использование специализированного программного комплекса, предназначенного для моделирования стационарных и переходных режимов работы магистрального трубопровода, принятого в промышленную эксплуатацию и прошедшего приемочные испытания в эксплуатирующей организации. Непревышения расчетных значений давлений в переходных процессах рекомендуется подтверждать фактическими значениями давлений при эксплуатации МН/МНПП с использованием в том числе данных СДКУ.

Уточнение расчетной несущей способности трубных секций, как правило, достигается за счет использования в формуле (1) или (2) расчетного коэффициента надежности по нагрузке n' в пределах от Kуст до n взамен постоянного нормативного значения данного коэффициента.

Приведенный в настоящем разделе метод реализует один из вариантов использования запаса прочности, заложенного строительными нормами и правилами.

Применимость данного метода в каждом конкретном случае предлагается оценивать в зависимости от наличия и настройки системы защиты трубопровода от превышения рабочего давления, ССВД, применяемого программного комплекса для моделирования переходных процессов и рассматриваемых ситуаций, связанных с превышением рабочего давления в трубопроводе.

4. Проверка соответствия фактической (измеренной) толщины стенки номинальному значению

Определение возможности расчета несущей способности трубных секций по номинальной толщине стенки \delta_{\text{н}} рекомендуется выполнять с учетом:

использования запаса на минусовой допуск по толщине стенки, заложенного в нормативной величине коэффициента надежности по материалу k1;

наличия локальных снижений толщины стенки относительно фактической величины \delta_{\text{факт}} , определенной по данным ВИП WM;

погрешности измерения толщины стенки.

Современными средствами ВИП выполняется, как правило, более 1,5 млн измерений толщины стенки каждой трубной секции. Для определения возможности расчета несущей способности трубных секций по номинальной толщине стенки рекомендуется выполнять проверку нахождения измеренной ВИП толщины стенки в пределах минусового допуска по всей поверхности трубы.

Для определения минимальной характерной толщины стенки секции \delta_{min} все результаты измерений, выполненные ВИП WM, привязываются к условным секторам, на которые разбивается трубная секция. Рекомендуемая схема привязки результатов распределения измеренной толщины с разбивкой по секторам приведена на рисунке 1.

По каждому i-му сектору определяется характерная толщина стенки \delta_{ci} как наиболее часто встречающаяся в пределах данного сектора величина.

Минимальную характерную толщину стенки секции \delta_{min} предлагается определять по формуле:

{}_{\delta_{min} = min}{_{\delta_{c1},\delta_{\text{с}2},...,\delta_{\text{с }i - 1},\delta_{ci}}} (6)

Расчет несущей способности трубных секций по формулам (1) и (2) с использованием номинальной толщины стенки \delta_{\text{н}} вместо фактической допускается проводить при выполнении условия (толщина стенки по всей поверхности секции находится в допуске):

\delta_{min} - \Delta_{\text{ВИП}} \geq (\delta_{\text{н}} - \Delta) (7)

Величину минусового (отрицательного) допуска по толщине стенки \Delta рекомендуется принимать по данным технических условий, отраслевых технических требований на трубы и/или государственных стандартов на изготовление проката.

Значение абсолютной величины завышающей погрешности ВИП при измерении толщины стенки \Delta_{\text{ВИП}} рекомендуется принимать по паспорту ВИП.

где: a — угловое расположение первого по часовой стрелке продольного шва относительно вертикали (ось y). Для спиральношовных труб — угловое положение начала (по ходу секции) спирального шва;

b — угловое расположение второго по часовой стрелке продольного шва, отсчитываемого от вертикали по оси y (для двухшовных труб);

l — шаг по длине секции, м;

\gamma — шаг по окружности секции, град.

Рисунок 1. Рекомендуемая схема привязки результатов распределения измеренной толщины с разбивкой секции на секторы

Рекомендуемые размеры сектора приведены в таблице № 1.

Таблица № 1

Допускается принимать размеры сектора, отличные от приведенных в таблице № 1, исходя из условия соответствия прочности сектора (определяемой по классической «котельной» формуле при толщине стенки \delta_{ci} ), прочности всей трубной секции и с учетом числа измерений, выполняемых ВИП.

Если неравенство (7) не выполняется (минимальная характерная толщина стенки выходит за границу допуска), расчет несущей способности трубных секций рекомендуется проводить по фактической толщине стенки \delta_{\text{факт}} . При этом возможность использования запаса на минусовой допуск, заложенного в коэффициенте надежности по материалу k1, сохраняется при пересчете нормативного значения данного коэффициента.

Расчетное значение коэффициента надежности по материалу k_{1}' предлагается определять по формуле:

k_{1}' = \frac{k_{1}}{(\frac{D_{\text{н}} - 2(\delta_{\text{н}} + \Delta)}{D_{\text{н}} - 2\delta_{\text{н}}} \cdot \frac{\delta_{\text{н}}}{\delta_{\text{н}} - \Delta}) \cdot (\frac{D_{\text{н}} - 2\delta_{\text{факт}}}{D_{\text{н}} - 2(\delta_{min} - \Delta_{\text{ВИП}})} \cdot \frac{\delta_{min} - \Delta_{\text{ВИП}}}{\delta_{\text{факт}}})} (8)

Толщина стенки сектора \delta_{ci} и погрешность измерения толщины стенки \Delta_{\text{ВИП}} , используемые в расчетах по формулам (6), (7) и (8), могут быть уточнены при наличии результатов дублирующих измерений (например, ДДК).

Для секторов со значительным снижением измеренной толщины, выводящим толщину стенки за границы допуска от фактической толщины секции, то есть \delta_{min}<(\delta_{\text{факт}} - \Delta) , рекомендуется выполнить расчет предельного давления и срока эксплуатации как для дефекта.

Приведенный в настоящем разделе метод реализует один из вариантов использования запасов прочности, заложенных строительными нормами и правилами и НД на изготовление труб.

Применимость данного метода в каждом конкретном случае предлагается оценивать в зависимости от числа измерений, алгоритма обработки результатов ВТД при определении фактической толщины стенки, нормативных документов на изготовление металлопроката и труб (в части минусового допуска), а также классификации и отнесения к дефектам различных выявленных ВИП отклонений толщины стенки от номинального значения.

5. Определение допустимого рабочего давления секций труб по результатам фактических гидравлических испытаний

Рекомендуемая проверка фактических уровней давлений при гидравлических испытаниях выполняется по условию:

P_{\text{факт}.\text{исп}.}^{g} \geq p_{\text{проект}}^{g} \cdot k_{\text{исп}} ; (9)

Значение коэффициента испытания kисп соответствует соотношению величин испытательного и рабочего давления и предлагается определять в соответствии с требованиями НД, действовавших на момент проектирования и строительства трубопровода. Рекомендуемые значения kисп приведены в таблице № 2.

Таблица № 2

<5> СНиП III-Д.10-72 «Строительные нормы и правила. Часть II, раздел Д. Глава 10. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ», утверждены Госкомитетом Совета Министров СССР по делам строительства 21 июня 1972 г. (далее — СНиП III-Д.10-72).

<6> СНиП III-42-80* «Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы», утверждены Постановлением Госстроя СССР от 16 мая 1980 г. № 67 (далее — СНиП III-42-80*).

<7> СП 86.13330.2012 «Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП III-42-80*», утвержден приказом Госстроя от 25 декабря 2012 г. № 107/ГС (далее — СП 86.13330.2012).

<8> СП 86.13330.2014 Свод правил. Магистральные трубопроводы. СНиП III-42-80*, утвержден приказом Минстроя России от 18 февраля 2014 г. № 61/пр (далее — СП 86.13330.2014).

Допускается использование других значений коэффициента испытания kисп в зависимости от требований к соотношению величин испытательного и рабочего давления, установленных в ПД.

Допустимое рабочее давление g-й секции труб по результатам фактических гидравлических испытаний на прочность P_{\text{доп}.g}^{\text{исп}} рекомендуется определять по формуле:

P_{\text{доп}.g}^{\text{исп}.} = \frac{P_{g}^{\text{факт}.\text{исп}.}}{k_{\text{исп}}} (10)

Фактическое испытательное давление P_{\text{факт}.\text{исп}.}^{g} , МПа, в каждой g-й секции труб рекомендуется определять по формуле:

P_{\text{факт}.\text{исп}.}^{g} = P_{\text{мн}} - 0,00981 \cdot \rho(Z_{g} - Z_{\text{мн}}) ; (11)

где: \rho — для гидравлических испытаний (плотность воды, принимается равной 1,0 т/м3); для испытаний продуктом или специальной жидкостью — плотность продукта или специальной жидкости; для пневматических испытаний — плотность воздуха, т/м3, определяемая по формуле:

\rho = P_{\text{мн}} \cdot 1,22 \cdot 10^{- 2} ; (12)

Zg — высотная отметка низа g-й секции труб, м.

Если фактические величины испытательного давления удовлетворяют условию (9), гидравлические испытания считаются соответствующими НД.

Если акты гидравлических испытаний участка МН/МНПП утрачены в процессе эксплуатации или допустимое рабочее давление секций труб по результатам гидроиспытаний недостаточно для эксплуатации МН/МНПП на проектных давлениях (условие (9) не выполняется), рекомендуется выполнить проверку возможности секций труб выдерживать уровень нормативного испытательного давления:

{}_{max}{_{p_{\text{нест}};p_{\text{раб}} \cdot k_{\text{исп}}}^{gg}}_{\leq p_{\text{пред}}}^{g} ; (13)

а также условие непревышения нормативным испытательным давлением гарантированного заводом-изготовителем испытательного давления труб и уровня напряжений в стенках трубы 0,95 от условного предела текучести стали:

p_{\text{раб}}^{g} \cdot k_{\text{исп}} \leq min\{p_{\text{зав}}^{g}; \frac{2\delta \cdot \sigma_{0,2}}{D - 2\delta} \cdot 0,95\} , (14)

где \delta — расчетная толщина стенки секции труб, мм, равная

{}_{\delta = min}{_{\delta_{\text{н}} - \Delta;\delta_{\text{факт}}}} . (15)

В качестве предельного давления p_{\text{пред}}^{g} в формуле (13) рекомендуется использовать значение предельного давления секций труб с выявленными дефектами (по результатам последней ВТД, для которых рассчитано предельное давление) или не выявленными дефектами (для которых рассчитано предельное давление с учетом их возможных размеров на уровне разрешающей способности дефектоскопа).

При отсутствии данных по величине гарантированного заводом-изготовителем давления испытания p_{\text{зав}}^{g} , условие (14) непревышения нормативным испытательным давлением гарантированной изготовителем величины рекомендуется определять давлением, вызывающим в стенках трубы кольцевое напряжение, равным 95% нормативного предела текучести.

6. Методика построения эпюр давлений стационарных режимов работ трубопровода при определении ДРД ЛЧ МН/МНПП

Эпюры давлений участка трубопровода представляют собой графическое изображение значений давлений в каждой точке трубопровода, выраженных в полных напорах нефтяного столба (гидравлический уклон) или в мегапаскалях (избыточное давление).

Для удобства графического сопоставления линий (эпюр) давлений гидравлического уклона, профиля трубопровода и графика его несущей способности, определенной для бездефектных труб по фактической толщине стенки, рекомендуется выполнять построение совмещенных графиков, выраженных в полных напорах столба нефти (нефтепродукта).

При построении эпюры давлений с проектными значениями давлений на выходе НПС предписано учитывать все возможные варианты работы МН (с передаваемыми напорами, с работой промежуточных НПС в режиме «транзит», с отключенными лупингами, резервными нитками и т.д.). При этом давления на всех режимах работы МН/МНПП не должны превышать допустимое рабочее давление на выходе НПС и допустимое рабочее давление трубных секций в любой точке трубопровода.

Допустимое рабочее давление g-й секции трубопровода соответствует наименьшей величине из несущей способности и допустимого рабочего давления по результатам гидроиспытаний данной секции и его рекомендуется определять по формуле:

{}_{P_{g} = min}^{\text{н}}{_{P_{\text{доп}};P_{\text{доп}.g}}^{g\text{исп}}} (16)

На технологическом участке между НПС с РП при заданном количестве работающих НПС для каждой g-й секции трубопровода с величинами ДРД P_{g}^{\text{Н}} , МПа рассчитывается гидравлический уклон эпюры давления, соответствующий максимально возможным рабочим давлениям на 1-й НПС при отключенной следующей (l + 1) НПС от рассматриваемой g-й секции трубопровода.

На участке между последней работающей НПС и конечным пунктом (НПС с емкостью) величина гидравлического уклона эпюры давления рассчитывается для условия срабатывания предохранительных устройств.

Величину гидравлического уклона эпюры давления i_{g}^{\text{эп}} , м/км рекомендуется определять по формуле:

i_{g}^{\text{эп}} = \frac{H_{g}^{\text{Н}} + Z_{g} - Z_{k} - \Delta h}{X_{k} - X_{g}} , (17)

где: H_{g}^{\text{Н}} — напор при ДРД ЛЧ МН/МНПП в g-й секции труб, м;

Xg, Zg — координаты (дистанция и высотная отметка соответственно) g-й секции трубопровода;

Xк, Zк — координаты промежуточной (l + 2) НПС, расположенной через одну НПС по ходу нефти/нефтепродукта от рассматриваемой g-й секции трубопровода с координатами (Xg, Zg). Если g-я секция находится на участке между последней промежуточной НПС и конечной НПС с РП, в качестве Xк, Zк принимаются координаты (l + 1) НПС с РП;

\Delta h — остаточный напор в ЛЧ МН/МНПП перед конечным пунктом, м.

В качестве остаточного напора \Delta h рекомендуется принимать:

минимальный напор на входе НПС, пересчитанный из минимального давления на входе НПС по карте защит (при построении эпюры давлений через НПС);

40 м — при отсутствии СИКН на НПС с РП (при построении эпюры давлений через НПС);

60 м — при наличии СИКН на НПС с РП (при построении эпюры давлений через НПС);

120 м — при срабатывании предохранительных клапанов, установленных на НПС с емкостью (только для расчета гидравлического уклона и давления на выходе последней работающей НПС перед НПС с емкостью). Если пропускная способность предохранительных клапанов не обеспечивает существующую пропускную способность МН/МНПП при напоре 120 м, тогда за напор в конечном пункте принимается такая величина, при которой существующий узел ПК обеспечит сброс нефти в резервуар аварийного сброса в полном объеме;

10 м — возможная перевальная точка по трассе, имеющая координаты (Xn, Zn). В этом случае Zк принимается равной Zn; Xк принимается равной Xn. Из двух значений i_{g}^{\text{эп}} , рассчитанных на возможную перевальную точку и на конечный пункт, рекомендуется принимать меньшее.

Требуемый остаточный напор на входе промежуточной НПС оценочно может быть принят равным величине допустимого кавитационного запаса магистрального насоса при проектной пропускной способности трубопровода, увеличенной на 25 м.

Напор при ДРД ЛЧ МН/МНПП в g-й секции труб H_{g}^{\text{Н}} , м, предлагается определять по формуле:

H_{g}^{\text{Н}} = \frac{P_{g}^{\text{Н}} \cdot 10^{6}}{9,81 \cdot \rho} , (18)

где: \rho — максимальная плотность нефти/нефтепродукта за предыдущий год, кг/м3;

P_{g}^{\text{Н}} — давление в j-й секции, МПа.

ДРД на выходе 1-й НПС, P_{lg}^{\text{дрд}} , МПа, определяется для НПС, расположенной перед рассматриваемой (по потоку нефти/нефтепродукта) координатой g-й секции трубопровода, по формуле:

P_{lg}^{\text{дрд}} = H_{l}^{\text{дрд}} \cdot 9,81 \cdot \rho \cdot 10^{- 6} , (19)

H_{lg}^{\text{дрд}} — напор по ДРД на выходе НПС, м.

Напор по ДРД на выходе 1-й НПС H_{lg}^{\text{дрд}} , м, определяется по формуле:

H_{lg}^{\text{дрд}} = i_{g}^{\text{эп}} \cdot (X_{k} - X_{l}^{\text{ПС}}) + \Delta h + (Z_{k} - Z_{l}^{\text{ПС}}) , (20)

где: X_{l}^{\text{ПС}} — координата НПС по трассе МН/МНПП;

Z_{l}^{\text{ПС}} — высотная отметка регуляторов давления НПС, м.

Для трубопровода, имеющего лупинги, вставки, значение длины участка (X_{k} - X_{l}^{\text{ПС}}) рекомендуется определять по эквивалентной длине, приведенной к диаметру основной нитки:

при расчете по формуле (12):

(X_{k} - X_{l}^{\text{НПС}}) = \sum_{i = 1}^{n} l_{di}\omega_{i} , (21)

при расчете по формуле (9):

(X_{k} - X_{g}) = \sum_{i = 1}^{n} l_{di}\omega_{i} , (22)

где: n — количество участков МН/МНПП (участки основной магистрали, МН/МНПП с лупингами, вставки);

ldi — длина участка с лупингом или вставкой, приведенная к диаметру основной нитки;

\omega_{i} — соотношение между гидравлическими уклонами лупинга (при условии, что протяженность основной нитки равна протяженности участка), вставки и основной магистрали. Если протяженность лупинга отличается от протяженности основной нитки, то величина \omega_{i} определяется:

для основной магистрали \omega_{0} равно 1;

для участка МН/МНПП с лупингами \omega_{\text{л}} рекомендуется определять по формуле:

\omega_{\text{л}} = \frac{1}{[1 + (D_{\text{л}}/D_{0})^{2,714}]^{(1,75)}} ; (23)

для вставки \omega_{\text{вст}} рекомендуется определять по формуле:

\omega_{\text{вст}} = (D_{0}/D_{\text{вст}})^{4,75} , (24)

где: D0 — средний внутренний диаметр основной магистрали, м;

Dл — средний внутренний диаметр лупинга, м;

Dвст — средний внутренний диаметр вставки, м.

Для участка между последней работающей НПС и конечным пунктом (НПС с емкостью, не оборудованной предохранительными клапанами) при расчете по формуле (17) для каждой g-й секции трубопровода с координатами (Xg, Zg) и параметрами несущей способности H_{g}^{\text{Н}} , ДРД на выходе 1-й НПС H_{l}^{\text{дрд}} рекомендуется определять по формуле:

H_{l}^{\text{дрд}} = min(H_{g}^{\text{Н}} + Z_{g}) - Z_{l} , (25)

где: H_{g}^{\text{Н}} — напор по ДРД g-й секции трубопровода;

Zg — высотная отметка g-й секции;

Zg — высотная отметка 1-й НПС.

Для трубопровода, имеющего лупинги, ДРД на выходе НПС P_{l}^{\text{дрд}} определяется комбинацией вариантов как при их отдельном включении, так и выключении. Из полученного таким образом множества возможных режимов включения и выключения за ДРД на выходе НПС рекомендуется принимать наименьшее получившееся значение.

Для трубопровода, имеющего резервные нитки диаметром менее диаметра основной нитки, ДРД на выходе НПС P_{l}^{\text{дрд}} определяется как для участка, имеющего вставки меньшего диаметра, то есть режим работы участка определяется при работающей резервной нитке и выключенной основной нитке.

Полученное значение P_{l}^{\text{дрд}} применяется для расчета режима работы участка трубопровода только при выводе основной нитки трубопровода из эксплуатации и осуществлении перекачки по резервной нитке.

При превышении проектного давления P_{l}^{\text{пр}} на выходе 1-й НПС за допустимое принимается проектное значение P_{l}^{\text{дрд}} , равное P_{l}^{\text{пр}} .

При получении значения ДРД P_{l}^{\text{дрд}} ниже ранее полученного (или проектного) значения устанавливается новое значение ДРД на выходе НПС, равное P_{l}^{\text{дрд}} , с указанием параметров лимитирующей секции трубопровода: Xg, Zg, Pg.

При расчете ДРД на выходе НПС при построении эпюры «через НПС» рекомендуется учитывать ДРД перемычек между основной и резервными нитками (лупингами) трубопроводов.

Сводный график расчетных давлений участка трубопровода представлен на рисунке 2.

Рисунок 2. Сводный график расчетных давлений технологического участка

7. Методика расчета допустимого рабочего давления на выходе НПС с учетом нестационарных режимов

Расчет нестационарных режимов в трубопроводе рекомендуется выполнять для проверки безопасности уровней максимальных давлений, возникающих при остановке промежуточной НПС трубопровода или отдельных насосных агрегатов на ней при фактических параметрах нефти.

Расчет выполняется на режиме работы с проектными давлениями при фактической схеме перекачки. При необходимости снижения давления на выходе НПС ниже проектных давлений при работающих ССВД выполняется расчет работы МН/МНПП при существующей схеме работы на максимальном режиме работы МН/МНПП только с работающими ССВД.

Если МН/МНПП оборудованы системой ЦСПА, то расчеты нестационарных процессов рекомендуется проводить по следующим сценариям:

при отключении каждой из промежуточных НПС с учетом и без учета действия ЦСПА;

при перекрытии потока запорной арматуры до предохранительных устройств с учетом действия защиты ЦСПА.

Периодичность расчета нестационарных процессов устанавливает эксплуатирующая организация.

ДРД секций труб для расчета нестационарных режимов рекомендуется принимать минимальным из двух значений:

88% от испытательного давления секции на прочность для участков I — II категории, испытательное давление секции на прочность для участков III — IV категории, 73% от испытательного давления секции на прочность для участков категории «B»;

для участков, спроектированных по СНиП II-Д.10-62, 88% от испытательного давления секции на прочность для участков I категории, испытательное давление секции на прочность для участков II — IV категории;

110% от несущей способности секции, рассчитанной при нормативном значении коэффициента надежности по нагрузке (n).

Для расчета переходных процессов целесообразно использование специализированного программного комплекса, предназначенного для моделирования стационарных и переходных режимов работы трубопровода, прошедшего приемочные испытания и принятого в промышленную эксплуатацию в эксплуатирующей организации.

Приложение № 4 к руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2024 г. № 432

РЕКОМЕНДУЕМАЯ МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ БЕЗДЕФЕКТНОЙ ТРУБЫ

1. Общие положения

В основу настоящей методики положены результаты исследований, включающие экспериментальные исследования прочности и долговечности натурных образцов труб, фактические механические характеристики металла труб, определенные по результатам испытаний стандартных и специальных образцов на статическое растяжение, малоцикловую усталость, ударный изгиб, статическую и циклическую трещиностойкость, результаты исследований структурного состояния основного металла и металла сварных соединений.

Теоретическую и методическую базу расчетов предельного давления составляют: единый метод расчетов конструкций на прочность, использующий энергетические критерии прочности и устойчивости и деформационные критерии сплошности металла, упругопластические решения для напряженно-деформированного состояния труб при различных нагрузках, а также частные коэффициенты запаса по прочности и расчетным нагрузкам, учитывающие последствия отказа, рассеяние свойств металла, погрешность измерений при ВТД и повышение внутреннего давления при переходных процессах.

Практическое использование настоящей методики предполагает повышенные требования к качеству, полноте и достоверности исходных данных:

по механическим характеристикам металла секций труб, сведениям по НД, в соответствии с которыми изготовлена каждая трубная секция;

по фактическим нагрузкам и воздействиям как от внутреннего давления перекачиваемого продукта, так и от воздействия перепада температур, свободного изгиба трубопровода при строительстве, просадки и перемещений трубопровода при эксплуатации и других факторов.

Определение предельного давления в дополнение расчета несущей способности рекомендуется проводить в рамках существующих технических решений, установленных ПД. Для участков трубопровода, требующих увеличения рабочего давления при увеличении производительности трубопровода (расширении), расчеты несущей способности проводятся в рамках «проектного» расчета с применением нормативных коэффициентов запаса, установленных действующими НД.

2. Расчетная схема бездефектной трубы

В расчетной схеме рассматривается трубная секция, не содержащая дефектов по результатам обследования ВИП, с внутренним диаметром D и толщиной стенки \delta (рисунок 3). В качестве толщины \delta принимается фактическая толщина стенки секции труб \delta_{\text{факт}} по данным ВТД.

Рисунок 3. Схема нагружения секции трубы

В стенке трубы кольцевые \sigma_{\text{кц}} и продольные \sigma_{\text{пр}} напряжения считаются постоянными по толщине стенки. Радиальное напряжение, действующее по толщине стенки трубы, принимается равным нулю.

Окружные \epsilon_{\theta} , продольные \epsilon_{z} и радиальные \epsilon_{r} деформации от действия кольцевых \sigma_{\theta} и продольных \sigma_{z} напряжений (при конструктивных параметрах трубы, скорректированных с учетом деформирования) определяются по формулам:

(26)

где:

(27)

Кольцевые \sigma_{z} и продольные \sigma_{\theta} напряжения рассчитываются для скорректированных с учетом деформирования размеров трубы:

(28)

\Delta t — расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °C.

В качестве дополнительных продольных напряжений \sigma_{\text{пр}.\text{внеш}} рекомендуется принимать напряжения, возникшие при строительстве или при эксплуатации (при укладке на склонах, при просадке грунта, перемещениях трубопровода и т.д.).

Скорректированные с учетом деформирования толщина стенки \delta_{*} и внутренний диаметр D* секции труб рекомендуется рассчитывать по формулам:

\delta_{*} = \delta \cdot exp(\epsilon_{r}),D_{*} = \delta \cdot exp(\epsilon_{\theta}) (29)

Система нелинейных алгебраических уравнений (26) - (29) для секции трубы с размерами D*, \delta_{*} , связывающая компоненты напряжений \sigma_{\theta} , \sigma_{z} и деформаций \epsilon_{\theta} , \epsilon_{z} , \epsilon_{r} с давлением p, решается численными методами с использованием ЭВМ. Результатами расчета являются деформации \epsilon_{\theta} , \epsilon_{z} , \epsilon_{r} и напряжения \sigma_{\theta} , \sigma_{z} в зависимости от давления p.

В первом приближении рассматривается упругое решение без учета изменения размеров секции трубы: \mu_{p} = \mu,E = E_{0},D_{*} = (D_{\text{н}} - 2\delta),\delta_{*} = \delta .

При решении системы уравнений (26) - (29) рассматриваются различные значения внешних нагрузок для определения наиболее неблагоприятного их сочетания: на внешней по отношению к радиусу изгиба образующей трубы с наибольшими растягивающими напряжениями и внутренней с наибольшими сжимающими напряжениями; при максимальном положительном (при нагревании) и отрицательном (при охлаждении) температурном перепаде в стенке трубы при эксплуатации и т.д.

В формуле (28) в качестве компонентов продольных напряжений со знаком «плюс» принимаются растягивающие напряжения.

Коэффициент cпр в формуле (28) рекомендуется рассчитывать по формуле:

c_{\text{пр}} = \frac{\sigma_{\text{пр}}}{\sigma_{\text{кц}}} , (30)

где \sigma_{\text{кц}} , \sigma_{\text{пр}} — кольцевые и продольные напряжения при начальном значении толщины стенки \delta и наружного диаметра D, определяемые по формулам:

, (31)

При учете продольных напряжений от температурных воздействий в стенке трубы при отсутствии продольных перемещений трубопровода в качестве cпр рекомендуется принимать коэффициент Пуассона \nu , определяемый в соответствии со СНиП 2.05.06-85* (пункт 8.25).

Связь между интенсивностями напряжений \sigma_{i} и деформаций \epsilon_{i} принята в виде степенной диаграммы деформирования:

(32)

Интенсивность деформаций, соответствующая расчетному пределу текучести \epsilon_{\text{т}} , определяется по формуле:

\epsilon_{\text{т}} = \frac{\sigma_{\text{т}}}{3 \cdot \mu} (33)

Упругий модуль сдвига \mu , МПа, определяется по формуле:

\mu = \frac{E_{0}}{2 \cdot (1 + \nu)} (34)

Модуль объемного расширения k, МПа, определяется по формуле:

k = \frac{E_{0}}{3 \cdot (1 - 2 \cdot \nu)} (35)

Упругопластический модуль сдвига \mu_{p} , МПа, определяется по формуле:

(36)

В расчетах также используются:

среднее напряжение \sigma_{0} = \frac{\sigma_{\theta} + \sigma_{z} + \sigma_{r}}{3} ; (37)

средняя линейная деформация \epsilon_{0} = \frac{\epsilon_{\theta} + \epsilon_{z} + \epsilon_{r}}{3} ,\epsilon_{0} = \frac{\sigma_{0}}{3 \cdot k} ; (38)

наибольшая деформация удлинения {}_{\epsilon_{1} = max}{_{\epsilon_{\theta},\epsilon_{z},\epsilon_{r}}} ; (39)

угол подобия девиатора деформаций \varphi_{\epsilon} , рад.:

\varphi_{\epsilon} = arccos(\frac{\epsilon_{1} - \epsilon_{0}}{\epsilon_{i}}) . (40)

Переменный модуль упругости E при упругопластическом деформировании может быть определен по СНиП 2.05.06-85* (пункт 8.25):

E = (\frac{1}{9 \cdot k} + \frac{1}{3 \cdot \mu_{p}})^{- 1} = \frac{\sigma_{i}/\epsilon_{i}}{1 + \frac{1 - 2 \cdot \nu}{3E_{0}} \cdot \frac{\sigma_{i}}{\epsilon_{i}}} . (41)

Характеристики металла секции труб, используемые в расчетах (модуль упругости E0, коэффициент Пуассона \nu , коэффициент линейного расширения металла \alpha , упругие модуль сдвига \mu и объемного расширения k, предел текучести \sigma_{\text{т}} , коэффициент деформационного упрочнения M), рекомендуется определять в соответствии с приложением № 5 к Руководству.

3. Критерии предельных состояний

В расчете на прочность секции труб используются двухпараметрические критерии предельной прочности и предельной пластичности:

1. Критерий предельной прочности определяется по формуле:

\Theta_{u}(\epsilon_{i},\epsilon_{0},\varphi_{\epsilon}) = \frac{\epsilon_{i} \cdot cos\varphi_{\epsilon}}{\epsilon_{iu}} + \frac{\epsilon_{0}}{\epsilon_{0u}} . (42)

Предельная прочность достигается при значении \Theta_{u} , равном единице, в неравенстве:

\Theta_{u}(\epsilon_{i},\epsilon_{0},\varphi_{\epsilon}) \leq 1 . (43)

2. Критерий предельной пластичности определяется по формуле:

\Theta_{c}(\epsilon_{i},\epsilon_{0}) = \frac{\epsilon_{i}}{\epsilon_{ic}} + \frac{\epsilon_{0}}{\epsilon_{0c}} . (44)

Предельная пластичность достигается при значении \Theta_{\text{с}} , равном единице, в неравенстве:

\Theta_{c}(\epsilon_{i},\epsilon_{0}) \leq 1 . (45)

Коэффициенты \epsilon_{iu},\epsilon_{0u},\epsilon_{ic},\epsilon_{0c} являются механическими характеристиками металла и определяются в соответствии с приложением № 3 Руководства.

Значения параметров \epsilon_{i},\epsilon_{0},\varphi_{\epsilon} определяются в соответствии с формулами (32), (38), (40) по компонентам деформаций - (26), которые связаны с размерами трубы D*, \delta_{*} и давлением p.

Решение системы уравнений (26) - (29) достигается последовательными вычислениями давления p = pf, при котором выполняется равенство единице хотя бы одного из критериев: \Theta_{u} = 1 — условие достижения предельной прочности (43); \Theta_{c} = 1 — условие достижения предельной пластичности (45):

p_{ƒ} = p = ƒ(D,\delta,R_{\text{изг}},\Delta t,\sigma_{\text{пр}.\text{внеш}}) . (46)

Решением систем уравнений является значение разрушающего давления pf.

Предельное давление g-той секции трубы без дефектов p_{\text{пред}}^{g} определяется по разрушающему давлению pf с учетом коэффициента запаса прочности kтр:

p_{\text{пред}}^{g} = \frac{p_{ƒ}}{k_{\text{тр}}} . (47)

Коэффициент запаса прочности kтр рекомендуется принимать в зависимости от наличия данных по фактическому нагружению трубопровода, соответствию расчетной схемы фактическому напряженно-деформированному состоянию трубопровода, наличию достаточного количества экспериментальных данных по механическим характеристикам труб и сварных соединений, типов и размеров дефектов, не обнаруживаемых при ВТД, но не менее значений, приведенных в таблице № 3.

Таблица № 3

Условием безопасной эксплуатации g-той секции трубы, для которой определено предельное давление, является его непревышение максимальным расчетным давлением в трубопроводе (при стационарном или нестационарном режиме перекачки):

{}_{max}{_{p_{\text{проект}};p_{\text{нест}}}^{gg}}_{\leq p_{\text{пред}}}^{g} , (48)

где p_{\text{нест}}^{g} — максимальное расчетное давление в g-той секции труб при нестационарных (переходных) процессах, МПа.

Альтернативно, при отсутствии данных по расчетным давлениям в переходных процессах (в этом случае возможное повышение давления относительно проектного значения в переходных процессах учитывается коэффициентом надежности по нагрузке, а отсутствие превышения нормативного давления гарантируется работой системы защиты трубопровода), условие безопасной эксплуатации g-той секции трубы, для которой рассчитано предельное давление, допускается определять по формуле:

p_{\text{проект}}^{g} \leq \frac{p_{\text{пред}}^{g}}{n} , (49)

n — коэффициент надежности по нагрузке со СНиП 2.05.06-85*, СП 36.13330.2012 (или коэффициент перегрузки по внутреннему давлению по СНиП II-Д.10-62).

Эксплуатация рассматриваемой g-той трубной секции при давлении, не превышающем предельное давление p_{\text{пред}}^{g} (условие (48) или (49) выполняется), при величине давления на выходе НПС, не превышающей проектное значение, возможна при соблюдении следующих условий:

отсутствие ограничений по предельному давлению и предельному сроку эксплуатации дефектов, выявленных на рассматриваемой g-той трубной секции;

периодическое проведение ВТД для контроля возможного появления и развития дефектов.

Приложение № 5 к руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2024 г. № 432

РЕКОМЕНДУЕМАЯ МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕТАЛЛА ТРУБ

Для проведения расчетов рекомендуется определить механические характеристики металла труб в соответствии с таблицей № 4.

Все необходимые механические характеристики металла труб и сварных соединений рекомендуется определять по результатам испытаний стандартных и специальных образцов после длительной эксплуатации.

При отсутствии и/или недостатке результатов механических испытаний рекомендуется принимать значения механических свойств (\sigma_{0,2},\sigma_{\text{в}},\delta_{5}) , содержащиеся в ТУ, ГОСТ, ОТТ, сертификатах качества изготовителей, а расчетные характеристики металла труб (\psi,m,\sigma_{\text{т}},\epsilon_{0u},\epsilon_{iu},\epsilon_{0c},\epsilon_{ic}) принимать по номограммам, рисунки 4 - 8.

Таблица № 4

Определение характеристик металла труб

<9> ГОСТ 1497-2023 «Межгосударственный стандарт. Металлы. Методы испытаний на растяжение», введен в действие приказом Росстандарта от 20 декабря 2023 г. № 1596-ст (далее — ГОСТ 1497-2023).

Графики на рисунке 4 определяют относительное сужение в шейке после разрыва \psi в зависимости от относительного удлинения после разрыва \delta_{5} и отношения условного предела текучести \sigma_{0,2} к пределу прочности \sigma_{\text{в}} .

Графики на рисунке 5 определяют коэффициент деформационного упрочнения M в зависимости от предела прочности \sigma_{\text{в}} и отношения условного предела текучести \sigma_{0,2} к пределу прочности \sigma_{\text{в}} .

Графики на рисунке 6 определяют предел текучести \sigma_{\text{т}} в зависимости от предела прочности \sigma_{\text{в}} и отношения условного предела текучести \sigma_{0,2} к пределу прочности \sigma_{\text{в}} .

Графики на рисунке 7 связывают безразмерную переменную (включающую разрушающую объемную деформацию \epsilon_{0c} , предел прочности \sigma_{\text{в}} и упругий модуль объемного расширения k) с сужением в шейке \psi и отношением \sigma_{0,2}/\sigma_{\text{в}} .

График на рисунке 8 определяет разрушающую интенсивность деформаций \epsilon_{ic} в зависимости от сужения в шейке \psi .

Рисунок 4. Определение относительного сужения после разрыва \psi

Рисунок 5. Определение коэффициента деформационного упрочнения M

Рисунок 6. Определение предела текучести \sigma_{\text{т}}

Рисунок 7. Определение разрушающей объемной деформации \epsilon_{0c}

Рисунок 8. Определение разрушающей интенсивности деформации \epsilon_{0c}

Приложение № 6 к руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2024 г. № 432

РЕКОМЕНДАЦИИ К МЕТОДИКЕ РАСЧЕТА ПРОЧНОСТИ И ДОЛГОВЕЧНОСТИ ТРУБ С ДЕФЕКТАМИ

1. В расчетах на прочность (с учетом коэффициентов запаса) и долговечность (остаточный ресурс) рекомендуется учитывать фактические механические свойства труб и материалов, сварных соединений и околошовной зоны заводского шва труб в месте приварки к трубе сварных присоединений, определенные по результатам испытаний стандартных и специальных образцов на статическое растяжение, малоцикловую усталость, ударный изгиб, статическую и циклическую трещиностойкость. Перечень механических характеристик, используемых в расчетах, уточняется в зависимости от применяемой методики расчета прочности и долговечности секций труб с дефектами.

2. В применяемых расчетных схемах дефектов рекомендуется отражать механизмы достижения предельных состояний, проводить их верификацию с результатами экспериментальных исследований прочности и долговечности натурных образцов труб и сварных стыков с естественными и искусственными дефектами известных типов: «вмятина», «гофр», «сужение», «коррозионная потеря металла», «риска», «трещина», «расслоение», «расслоение с выходом на поверхность», «расслоение, примыкающее к сварному шву», «смещение кромок», «аномалия», «несплошность» и сочетаниями дефектов.

Для определения напряжений и деформаций в зонах дефектов и бездефектной трубы рекомендуется учитывать двухосное напряженное деформированное состояние трубы. При этом нагрузки, вызывающие дополнительные продольные напряжения, рекомендуется учитывать расчетным путем с использованием результатов измерений (радиусов изгиба трубопровода, контроль температурного перепада) и/или с использованием коэффициентов запаса.

3. Принимаемые в расчетах значения скорости роста коррозионных дефектов и параметры циклической трещиностойкости должны быть подтверждены экспериментально. При выборе расчетной методики рекомендуется учитывать сведения о наличии (отсутствии) эффектов старения (деградации) механических свойств под влиянием эксплуатационных факторов (стресс-коррозия, водородная коррозия, наводораживание, деформационное старение и другие виды повреждений) по результатам экспериментальных исследований.

4. При оценке прочности и долговечности вводятся коэффициенты запаса, учитывающие последствия отказа, рассеяние свойств металла, погрешности определения размеров дефектов при ВТД, рассеяние скоростей роста дефектов, превышения нагрузки при нестационарных процессах.

При расчете цикличности нагружения участков МН/МНПП рекомендуется учитывать фактические изменения внутреннего давления. При определении значений максимальных давлений рекомендуется учитывать работу систем автоматики и защиты трубопровода.

Приложение № 7 к руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2024 г. № 432

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ФОРМА ЗАКЛЮЧЕНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ НА УЧАСТКЕ ЛЧ МН/МНПП

УТВЕРЖДАЮ _____________ Должность __________ И.О. Фамилия «» __________ 20 г. м.п.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ по определению величины допустимого рабочего давления на участке линейной части магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)

                    N _________________________

**МН/МНПП          _________________________**
Участок          _________________________
Заказчик         _________________________

Договор N        _________________________

от «» __________ 20 г.

                              20__ г.

1. Наименование заключения

2. Вводная часть заключения

Во вводной части заключения приводятся основания для проведения работ (техническое задание, план-график проведения работ и т.д.), полное наименование организации-исполнителя работ, реквизиты, Ф.И.О. руководителя и список исполнителей работ.

3. Перечень объектов и их краткая характеристика

4. Сведения об эксплуатирующей организации-заказчике

Приводится полное название организации, реквизиты, Ф.И.О. руководителя.

5. Цель проведения работ

Определение допустимого рабочего давления, обеспечивающего способность МН/МНПП (полное наименование), участка МН/МНПП (полное наименование) безопасно выполнять требуемые функции при заданных режимах эксплуатации в условиях действия нормативных внутренних и внешних нагрузок, на основании документов и исходных данных, предоставленных эксплуатирующей организацией-заказчиком.

Ответственность за предоставление достоверных исходных данных несет эксплуатирующая организация-заказчик. В рамках данной работы не проводится специальная проверка достоверности предоставленной информации.

6. Сведения о рассмотренных документах (пример оформления)

7. Результаты

Результаты рассмотрения документов, предоставленных эксплуатирующей организацией-заказчиком на предмет полноты и достаточности имеющейся информации для определения величины допустимого рабочего давления МН/МНПП (полное наименование), участка МН/МНПП (полное наименование) в соответствии с Руководством, нормативными документами, технической и эксплуатационной документацией, приведены в таблице N _____.

Таблица N __

Сводный график расчетных давлений участка МН/МНПП приведен в приложении N ___ к заключению.

8. Заключительная часть с результатами расчетов, обоснованиями и выводами по техническим решениям и компенсирующим мероприятиям

В результате рассмотрения документов установлено:

а) оформление предоставленных документов соответствует (не соответствует) Руководству;

б) содержание предоставленных документов соответствует (не соответствует) Руководству.

На основании исходных данных выполнено:

а) расчет несущей способности трубопровода в соответствии с рекомендациями раздела N ___ Руководства;

б) расчет допустимого рабочего давления по результатам гидравлических испытаний трубопровода в соответствии с рекомендациями раздела N ____ Руководства;

в) расчет допустимого рабочего давления секций трубопровода в соответствии с рекомендациями раздела N ____ Руководства;

г) анализ работы участка трубопровода с учетом переходных режимов в соответствии с разделом N ____ Руководства.

По результатам рассмотрения документов и выполненных расчетов, в условиях действия нормативных внутренних и внешних нагрузок при соблюдении регламентных сроков технического диагностирования и освидетельствования, технического обслуживания и ремонта, допустимое рабочее давление на выходе ПО установлено:

НПС «приводится наименование НПС» — ___ МПа (____ кгс/см2);

НПС «приводится наименование НПС» — ___ МПа (____ кгс/см2);

НПС «приводится наименование НПС» — ___ МПа (____ кгс/см2).

Заключение подписывается исполнителями работ.

В качестве приложений к заключению рекомендуется прикладывать следующие документы:

перечень НД, ТД и методических документов, использованных при проведении экспертизы;

схемы транспортировки нефти/нефтепродукта по участку МН/МНПП в составе технологического участка;

сводный график расчетных давлений участка МН/МНПП, оформляемый в соответствии с приложением № 6 Руководства.

Отчетные материалы рекомендуется комплектовать электронной ведомостью результатов расчетов допустимого рабочего давления (в табличной форме, в формате .XLSX).

Приложение № 8 к руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2024 г. № 432

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ФОРМА ЗАКЛЮЧЕНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ПЛОЩАДОЧНОГО ОБЪЕКТА

УТВЕРЖДАЮ _____________ Должность __________ И.О. Фамилия «» __________ 20 г. м.п.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ по определению величины допустимого рабочего давления площадочного объекта магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)

                    N _________________________

**МН/МНПП          _________________________**
Участок          _________________________
Заказчик         _________________________

Договор N        _________________________

от «» ___________ 20 г.

                              20__ г.

1. Наименование заключения

2. Вводная часть заключения

Во вводной части заключения приводятся основания для проведения работ (техническое задание, план-график проведения работ и т.д.), полное наименование организации-исполнителя работ, реквизиты, Ф.И.О. руководителя и список исполнителей работ.

3. Перечень объектов и их краткая характеристика

4. Сведения об эксплуатирующей организации-заказчике

Приводится полное название организации, реквизиты, Ф.И.О. руководителя.

5. Цель проведения работ

Определение допустимого рабочего давления технологических и вспомогательных трубопроводов и оборудования, обеспечивающего способность ПО (полное наименование), МН/МНПП (полное наименование), безопасно выполнять требуемые функции при заданных режимах эксплуатации в условиях действия нормативных внутренних и внешних нагрузок, на основании документов и материалов, предоставленных эксплуатирующей организацией-заказчиком.

Ответственность за предоставление достоверных исходных данных несет эксплуатирующая организация-заказчик. В рамках данной работы не проводится специальная проверка достоверности предоставленной информации.

6. Сведения о рассмотренных документах (пример оформления)

7. Результаты

Результаты рассмотрения документов, предоставленных эксплуатирующей организацией-заказчиком на предмет полноты и достаточности имеющейся информации для определения величины допустимого рабочего давления технологических и вспомогательных трубопроводов и оборудования ПО (полное наименование), МН/МНПП (полное наименование) в соответствии с Руководством, нормативными документами, технической и эксплуатационной документацией, приведены в таблице N _____.

Таблица N __

Перечень технологических и вспомогательных трубопроводов приведен в таблице N _____.

Таблица N __

(рекомендуемый образец оформления)

Перечень МТО приведен в таблице N _____.

Таблица N __

(рекомендуемый образец оформления)

8. Заключительная часть с результатами расчетов, обоснованиями и выводами по техническим решениям и компенсирующим мероприятиям

В составе представленных документов по площадочному объекту (полное наименование), МН/МНПП (полное наименование) материалы по техническому диагностированию технологических и вспомогательных трубопроводов и оборудования.

Величины ДРД на технологических и вспомогательных трубопроводах назначены с учетом результатов технического диагностирования всех участков технологических и вспомогательных трубопроводов.

В результате рассмотрения документов установлено:

а) оформление предоставленных документов соответствует (не соответствует) Руководству;

б) содержание предоставленных документов (не соответствует) Руководству;

в) мероприятия и отчеты по устранению выявленных дефектов и несоответствий прилагаются.

На основании исходных данных выполнено:

а) расчет несущей способности трубопроводов в соответствии с рекомендациями раздела N ___ Руководства;

б) расчет допустимого рабочего давления трубопроводов по результатам гидравлических испытаний в соответствии с рекомендациями раздела N ____ Руководства;

в) расчет допустимого рабочего давления трубопроводов и оборудования в соответствии с рекомендациями раздела N ____ Руководства.

По результатам рассмотрения документов и выполненных расчетов, в условиях действия нормативных внутренних и внешних нагрузок при соблюдении регламентных сроков технического диагностирования и освидетельствования, технического обслуживания и ремонта, определены ДРД технологических и вспомогательных трубопроводов и оборудования (таблица N _____).

Таблица N __

(рекомендуемый образец оформления)

Заключение подписывается исполнителями работ.

В качестве приложений к заключению рекомендуется прикладывать перечень НД, ТД и методических документов, использованных при проведении экспертизы.

Отчетные материалы рекомендуется комплектовать электронной ведомостью результатов расчетов допустимого рабочего давления (в табличной форме, в формате XLSX).