Методическая рекомендация по оценке пригодности к эксплуатации оборудования под давлением на объектах КПО б. в

«Согласовано» Комитет по Государственному контролю за чрезвычайными ситуациями и промышленной безопасностью МЧС РК приказ № ____ от «__» «________» 2009г
Гарантия Целостности Оборудования
НАЗВАНИЕ:	Методическая рекомендация по оценке пригодности к эксплуатации оборудования под давлением на объектах КПО б. в.
ДОКУМЕНТА №:	KPO-AL-PIA-REP-00011-R
Данная копия не является официальной, если не вызвана на экран из внутрикорпоративной сети КПО Intranet.
			Ф. А.	Д. Г./Т. Н.	Т. Х.
A1	Для исполнения	май 2009	Инженер ГЦО	Инженер ГЦО	Руководитель секции ГЦО
Ред.	Назначение	Дата	Подготовил	Проверил	Утвердил

регистр РЕДАКЦИЙ

Редакция	Изменения
A1	Для исполнения

Содержание

РЕГИСТР РЕДАКЦИЙ 2

1 краткий обзор 4

2 введение 4

3 назначение 5

4 область применения 5

5 СПРАВОЧНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ 5

6 сокращения / УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 6

7 рабочая среда и условия коррозионной активности 8

8 анализ возможности деградациИ 8

9 ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ (инспекции) и МОНИТОРИНИГ коррозии 9

10 материалы 10

11 ПРОДЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ И Пригодность к эксплуатации 10

11.1 Общее 10

11.2 Сосуды и трубные обвязки, работающие под высоким давлением 11

11.3 ТрубопроводыСварные швы в процессе эксплуатации 12

1 обзор

В настоящей методической рекомендации описывается методика, используемая КПО для определения Пригодности к Эксплуатации технологического оборудования и трубопроводов на любом этапе проектного срока службы и после его истечения.

Данные методической рекомендации предназначены для определения остаточного ресурса и проведения соответствующих периодических технических освидетельствований (инспекций).

Методика придерживается принятой международной передовой практики. Это основано на условии того, что потенциальные механизмы деградации воздействующие на оборудование под давлением КПО определены, их результат воздействия известен и скорость деградации и остаточный ресурс оборудования периодически оцениваются по получению новых технически освидетельствованных результатов. Устанавливаемая периодичность технических освидетельствований (инспекции) зависит от скорости деградации оборудования.

Оценка пригодности для непрерывной эксплуатации основывается только на состоянии оборудования, а не от срока эксплуатации.

2  введение

Непрерывная безопасная и надёжная эксплуатация производственного объекта требует проведения периодических технических освидетельствований (инспекций) и технического обслуживания для обеспечения либо ослабления потенциальных механизмов деградации, которые могут привести к разрушению/отказу, или поддержания скорости деградации, не представляющей угрозы целостности отдельного оборудования и объекта в целом. Данный процесс периодического мониторинга, оценки и анализа зафиксирован в программах программах Технических освидетельствований (Инспекции) с Учётом Факторов Риска (RBI) и управления техническим обслуживанием (CMMS), внедряемых в КПО.

Процесс Технических освидетельствований (Инспекций) с Учётом Факторов Риска используется по всему предприятию для дополнения внутренних и наружных технических освидетельствований (инспекций) оборудования, предусмотренных законодательством, и оптимизации охвата и периодичности технических освидетельствований (инспекций). Результаты технических освидетельствований (инспекций), и прогнозирование скорости износа, обеспечиваемое программами RBI и ACET / PIPEVIEW, демонстрируют, что эксплуатационная и механическая техническая целостность не только контролируется, но и может использоваться для прогноза более продолжительного срока безопасной эксплуатации оборудования под давлением по истечению условно установленного проектного срока.

Имеется целый ряд потенциальных механизмов повреждения, которые могут угрожать целостности отдельной единицы оборудования. Подобные повреждения могут происходить в прогнозируемые или непредвиденные сроки, превышающие нормальный рабочий диапазон установки, во многих случаях оборудование проектируется, строится и эксплуатируется так, чтобы предотвратить такие механизмы деградации, или чтобы степень их развития была очень низкой и управляемой в течение срока эксплуатации. Большинство оборудования проектируется и изготавливается с использованием соответствующих классов углеродистой стали, с допуском на коррозию, где в расчёт принимается тип коррозии, ожидаемый при нормальных рабочих условиях на протяжении срока эксплуатации. Где необходимо, эти материалы также отбираются по их сопротивляемости другим известным угрозам, таким как растрескивание под воздействием операционной среды.

Правила РК и международная практика требуют, чтобы действующее оборудование, работающее под давлением, состояние которого изношено в результате его эксплуатации, прошло оценку в части его пригодности для непрерывной эксплуатации. Данное требование распространяется на все оборудование независимо от его срока службы и продолжительности эксплуатации под действием технологических условий.

3  назначение

Целью данного документа является определение процесса, в первую очередь подтверждающего, что общая целостность оборудования безопасно поддерживалась на протяжении срока эксплуатации установки и, что имеется обоснование для продления срока эксплуатации.

Также предлагается процесс оценки состояния оборудования, определяющий его пригодность для непрерывной эксплуатации.

4  область применения

Методика распространяется на все сосуды, технологические трубные обвязки и трубопроводы, работающие под давлением, эксплуатируемые КПО.

5  СПРАВОЧНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

1	Rules for Safe Design and Operation of Pressure Vessels, 2008 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, 2008
2	Rules for Safe Design and Operation of Process Piping, РB Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, ПБ
3	API RP 579 - Fitness for Service API RP 579 – Пригодность к эксплуатации
4	ASME B31G - Manual for Determining the Remaining Life of Corroded Pipelines DnV RP F101 - Corroded Pipelines RSTRENG Users Manual – Pipeline Research Council PDAM – Pipeline Defect Assessment Manual ASME B31G – Руководство для определения остаточного ресурса корродированных трубопроводов DnV RP F101 – Корродированные трубопроводы RSTRENG Руководство пользователя – Научный совет по трубопроводам PDAM – Руководство по оценке дефектов трубопровода
5	API STD 510 - Pressure Vessel Inspection Code (and API RP 572 - Inspection of Pressure Vessels) API STD 510 – Стандарт инспекции сосудов, работающих под давлением (и API RP 572 – Инспекция сосудов под давлением)
6	API STD 570 - Piping Inspection Code (and API RP 574 - Inspection Practices for Piping System Components) API STD 570 – Стандарт инспекции трубных обвязок (и API RP 574 – Практика инспекции для компонентов трубных обвязок)
7	API RP 576 - Inspection of Pressure Relieving Devices API RP 576 – Инспекция приборов сброса давления
8	API STD 653 - Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction API STD 653 – Инспекция, ремонт, модификация и реконструкция резервуаров
9	ASME B31.8S - Managing System Integrity of Gas Pipelines ASME B31.8S – Система управления целостностью газопроводов
10	API STD 1160 - Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines API STD 1160 – Система управления целостностью трубопроводов, транспортирующих вредные жидкости
11	AVIFF – Avoidance of Vibration Induced Fatigue, The Energy Institute AVIFF – Предупреждение усталости под воздействием вибрации, The Energy Institute
12	NACE MR0175 / ISO 15156 - Petroleum and Natural Gas Industries – Materials for use in H2S containing Environments in Oil and Gas Production NACE MR0175 / ISO 15156 – Нефтегазовая промышленность – Материалы для использования в сероводородсодержащей среде в нефтегазовом производстве
13	KPO-AL-PIA-GLS-00001 – Risk Based Inspection Process Description KPO-AL-PIA-GLS-00001 – Описание процесса инспекции с учетом факторов риска

6  сокращения / условные обозначения

ACET	Asset Condition Evaluation Tool Программа оценки состояния оборудования
API	American Petroleum Institute Американский нефтяной институт
ASME	American Society of Mechanical Engineers Американское общество инженеров-механиков
CIPS	Close Interval Potential Survey Измерение потенциала на близком расстоянии
CMMS	Computerised Maintenance Management System Система компьютеризованного управления техническим обслуживанием
Competent Person Компетентное лицо	Competent person must be trained and experienced in use of FFS assessment tools referenced above [Ref. 3,4] and be one of the following: 1)  Engineer employed by KPO who holds a degree in engineering and has at least two years of experience in inspection and failure analysis in the oil and gas industry Technical organisation licensed in RoK to perform FFS assessment or to expertise FFS assessment done by others Компетентное лицо должно быть обучено и обладать опытом использования программ оценки, как приводится выше [Ref. 3,4], и должен являться одним из следующих: 1) Инженер, нанятый КПО, который имеет степень в области инженерии, и минимум 2 года опыта работы по инспекциям и анализу отказов в нефтегазовой промышленности. 2) Техническая организация, обладающая аттестатом РК на право проведения оценки Пригодности к Эксплуатации либо экспертизу оценки Пригодности к Эксплуатации, проведенной другой стороной.
DCVG	Direct Current Voltage Gradient Градиент напряжения постоянного тока
DnV	Det Norske Veritas
ECA	Engineering Critical Assessment Критическая инженерная оценка
ER	Electrical Resistance Электрическое сопротивление
FFS	Fitness-for-Service Пригодность к эксплуатации
HIC	Hydrogen Induced Cracking Водородное растрескивание
KPO	Karachaganak Petroleum Operating Карачаганак Петролеум Оперейтинг
NACE	National Association of Corrosion Engineers Национальная Ассоциация Инженеров по Коррозии
NDT	Non-Destructive Testing Неразрушающий контроль
PIPEVIEW	Pipeline Condition Evaluation Software Программа Оценки Состояния Трубопровода
RBI	Risk Based Inspection Инспекция с учетом факторов риска
RoK	Republic of Kazakhstan Республика Казахстан
RP	Recommended Practice Рекомендуемая практика
SSC	Sulphide Stress Cracking Сульфидное растрескивание под напряжением
SOHIC	Stress-Oriented Hydrogen Induced Cracking Водородное растрескивание под напряжением
UT	Ultrasonic Testing Ультразвуковой контроль

7  рабочая среда и условия коррозионной активности

Условия эксплуатации объекта высокого давления значительно влияют на его общее состояние. Эксплуатация в пределах проектных параметров подразумевает, что объект может подвергаться только незначительной деградации в течение его срока службы.

Технологические условия за прошлые годы и в настоящее время могут быть оценены по сравнению с проектными параметрами посредством системы Honeywell, установленной на всех объектах. Отбор проб технологической среды на обнаружение коррозии также проводится регулярно для обеспечения соответствия технических условий среды проекту, а также для проверки увеличения коррозионных веществ по сравнению с проектным значением.

8  анализ возможности деградаций

Для каждого оборудования, работающего под давлением, проводится анализ риска возникновения разрушения с целью определения типов разрушений, которые могут произойти на оборудовании. В каждом случае тип повреждения и место его возникновения на оборудовании оформляется документально. Такой анализ позволяет выбрать соответствующую методику диагностирования для использования во время проведения технических освидетельствований (инспекций) оборудования.

Риски, предусмотренные на производственных объектах КПО, представлены в Таблице 9.1.

ТАБЛИЦА 9.1

РИСКИ ДЕГРАДАЦИИ

Риски, зависящие от времени	Риски, не зависящие от времени
Кислотная коррозия	Коррозионное растрескивание под напряжением в щелочной среде
Атмосферная коррозия	Коррозионное растрескивание под напряжением в каустической среде
Кавитация	Коррозионное растрескивание под напряжением под воздействием хлоридов
Коррозия под воздействием CO2	Коррозионная усталость
Коррозия под изоляцией (CUI)	Хрупкое разрушение при низких температурах
Щелевая коррозия	Механическая усталость
Элементарная сернистая коррозия	Коррозионное растрескивание под напряжением при воздействии политионовой кислоты
Эрозия/Эрозия-коррозия	Тепловая усталость
Гальваническая коррозия	Повреждение при воздействии влажного H2S (SSCC, HIC, SOHIC)
Общая коррозия
Коррозия под воздействием бактерий
Коррозия под воздействием O2
Коррозия в зоне сварного шва
Загрязнение технологической среды
Сульфидирование

Подробную информацию по методике оценки каждого риска можно найти в документе КПО [ссылка 13].

9  ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ (инспекции) и МОНИТОРИНГ коррозии

Периодические технические освидетельствования (инспекции) оборудования, работающего под давлением, проводятся для подтверждения пригодности объекта к непрерывной эксплуатации, для предоставления доказательства того, что за период эксплуатации недопустимые деградации не произошли. Проводимые технические освидетельствования (инспекции) должны соответствовать нормативным требованиям, и при этом могут быть основаны на оценке риска.

Для сосудов и технологических трубных обвязок, работающих под давлением, технические освидетельствования (инспекции) включают методы НК, в частности визуальный метод, ультразвуковой, радиографический и мониторинг вибрации. Дополнительные специализированные методы технических освидетельствований (инспекций) трубопроводов включают компьютеризированное «поршневание» (обнаружение дефектов посредством проталкивания поршня внутри трубопроводов), измерение потенциала на близком расстоянии, градиента напряжения постоянного тока.

В дополнение, для мониторинга коррозии используются купоны, зонды электрического сопротивления и водородные зонды. Посредством размещения купонов и зондов подтверждается эффективность ингибиторов коррозии, образующих плёнку. На объектах Карачаганакского месторождения скорость коррозии незначительная, а участки, где наблюдается коррозия, были успешно спрогнозированы и поставлены под контроль через программу технического освидетельствования (инспекции) с учётом факторов риска (RBI), а также корпоративную систему управления целостностью оборудования (ACET).

10  материалы

При возведении производственных объектов КПО использовался ряд материалов и проектных / строительных стандартов. Использовались разные советские и зарубежные спецификации. Механические и химические свойства, термообработка, сварочные детали, динамика износа за прошедшее время в определенной рабочей среде и т. д. учитываются при определении требований к техническим освидетельствованиям (инспекции), оценке дефектов и определении пригодности к эксплуатации.

Материалы объектов Фазы II обозначены в технических требованиях КПО со ссылкой на международные спецификации. В связи с низкими температурами окружающей среды, встречающимися в Казахстане, большая часть классов материалов должна проходить испытание на ударную вязкость.

При контакте материала с кислой средой согласно NACE / ISO [ссылка 12], выдвигаются дополнительные требования по контролю микросплавов, примесей, значений твердости сварных стыков и PWHT (послесварочной термической обработки).

Все аспекты приобретения материалов контролируются посредством планов проведения проверок и испытаний (ITP), которые контролируют и определяют все работы по производству и изготовлению. Планы проведения проверок и испытаний обычно проверяются независимыми контролирующими органами для подтверждения соответствия материалов техническим требованиям.

Материалы объектов, построенных до Фазы II, не подпадают под требования NACE, но их продолжительный предыдущий характер в целом безотказной работы допускает существенную степень уверенности в надежности материала, при оценке пригодности оборудования к эксплуатации.

11  продление срока службы и пригодность к эксплуатации

11.1Общее

Оценка пригодности для непрерывной безопасной эксплуатации проводится с использованием методик, описанных в этом документе и активно контролируется с помощью принципов инспекции с учетом факторов риска также как и методов оценки Пригодности к Эксплуатации, где необходимо. Срок службы оборудования считается истекшим только тогда, когда с технической или экономической точки зрения его не возможно содержать в условиях пригодности к эксплуатации.

При износе оборудования через его деградацию в процессе эксплуатации (например, коррозия, вспучивание и т. д.), определяется методика, позволяющая оценку этих дефектов для возможности дальнейшей эксплуатации, дефекты ставятся под мониторинг или определяются необходимые восстановительные мероприятия.

Методика распространяется на все оборудование, независимо от того истек проектный срок службы или нет.

В случае, когда проектный срок службы данного оборудования достигает предельного срока, Компетентным Лицом проводится анализ технически освидетельствованных (инспекционных) и рабочих данных. Если результаты всех визуальных и других технических освидетельствований (инспекций) и данные состояния технологической среды указывают на отсутствие активных механизмов, которые могли бы вызвать деградацию объекта, работающего под давлением, оборудование признается пригодным к дальнейшей эксплуатации.

При обнаружении дефектов, Компетентным Лицом проводится оценка Пригодности к Эксплуатации с использованием одной из нижеследующих норм:

·  API RP 579 [ссылка 1] для сосудов и трубных обвязок, работающих под давлением

·  Критерий Пригодности к Эксплуатации [ссылка 2] для трубопроводов

По критериям допустимости дефекта, предусмотренных в ссылках, руководство КПО выбирает соответствующие варианты, а именно:

·  Обосновывает продление срока службы для оборудования, имеющего допустимые дефекты,

·  Устанавливает требования мониторинга дефекта,

·  Дает дополнительную инженерную оценку аттестационной организацией.

Износ, оцененный с помощью этих принципов, относится к износу в процессе эксплуатации, например, деградация вызванная воздействием технологических жидкостей или наружная коррозия подземного оборудования.

11.2  Сосуды и трубные обвязки, работающие под высоким давлением

Для оборудования, работающего под давлением, такие как сосуды, колонны или технологические трубные обвязки, оценка Пригодности к Эксплуатации следует общим указаниям API 579. Данный процесс предусматривает сбор проектных и эксплуатационных данных оборудования, и данных по повреждениям установленным на этом оборудовании. Собранные данные сначала проверяются для подтверждения того, что подходит оценка Уровня I, затем проводится оценка. Если критерии оценки дефекта Уровня I не отвечают требованиям, то может проводиться более детальная оценка Уровня II. Критерий Уровня III будет использоваться только в виде исключения. Оценка Уровня I может проводиться Компетентным Лицом КПО. Оценка Уровней II и III должна проводиться технической организацией, аттестованной в РК на право проведения оценки Пригодности к Эксплуатации или экспертизы оценки Пригодности к Эксплуатации, проведенной другой стороной.

11.3  Трубопроводы

Дефекты трубопроводов и шлейфовых линий оцениваются в соответствии критериев Пригодности к Эксплуатации [ссылка.4]. Данный процесс предусматривает сбор проектных и эксплуатационных данных оборудования, и данных по износам установленным на этом оборудовании. Затем выбирается соответствующая программа оценки Пригодности к Эксплуатации для анализа дефектов. Данная оценка будет проводиться Компетентным Лицом КПО или технической организацией, аттестованной в РК на право проведения оценки Пригодности к Эксплуатации либо экспертизы оценки Пригодности к Эксплуатации, проведенной другими сторонами.

11.4  Сварные швы в процессе эксплуатации

Известно, что определенные трубные сварные швы могут иметь дефекты конструкции, не допустимые по нормам на стадии строительства. Однако, после проведенных гидроиспытаний и продолжительного периода времени в эксплуатации, они в целом считаются безопасными, если только это не трещины или они не обострились в результате деградации, под воздействием окружающей средой. Дефекты сварных швов со стадии строительства будут оцениваться Компетентным Лицом. Поскольку API 579 [ссылка 3] не предусматривает дефекты сварных швов, за исключением трещин, оценка будет проводиться с использованием одного или более из нижеперечисленных вариантов:

·  Оценка Инспектором

·  Оценка Аттестованным Инспектором по Сварочному Производству

·  Оценка Инженером по Трубопроводам

·  Критическая Инженерная Оценка

Оценка будет предусматривать:

·  Критерий инспекции первичной конструкции

·  Площадь, направление и величина несплошности

·  Продолжительность эксплуатации

·  Проведенные гидроиспытания

·  Эксплуатационные условия по отношению к проектным

·  Присутствие напряжений вторичных трубных линий (остаточные, тепловые)

·  Потенциальная усталостная нагрузка

·  Первичная или вторичная трубопроводная система

·  Потенциальная ударная или проходящая нагрузка

·  Потенциальное растрескивание под воздействием окружающей среды

·  Твердость сварного шва