СТО Газпром 2-2.3-095-2007 «Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов»
На главную
На главную

СТО Газпром 2-2.3-095-2007 «Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов»

Действие настоящего стандарта распространяется на диагностическое обследование линейной части магистральных газопроводов диаметром до 1420 мм включительно, запроектированных на рабочее давление до 10,0 МПа.
Стандарт определяет основные положения комплексного диагностирования технического состояния линейной части магистральных газопроводов, включая диагностику магистральных газопроводов, выполняемую внутритрубными дефектоскопами.
Стандарт предназначен для Эксплуатирующих организаций, проектных и научно-исследовательских дочерних обществ и организаций ОАО "Газпром", а также Специализированных организаций, занимающихся техническим диагностированием магистральных газопроводов.

Обозначение: СТО Газпром 2-2.3-095-2007
Название рус.: Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов
Статус: действующий
Заменяет собой: «Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ» (утв. ОАО "Газпром" 22.07.98 г.)
Дата актуализации текста: 01.01.2009
Дата добавления в базу: 10.11.2009
Дата введения в действие: 28.08.2007
Разработан: ООО "ВНИИГАЗ" 142717, Московская обл. п. Развилка, ВНИИГАЗ
Утвержден: ОАО "Газпром" (29.12.2006)
Опубликован: ОАО "Газпром" № 2007

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО"ГАЗПРОМ"

Общество с ограниченной ответственностью
"Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -ВНИИГАЗ"

Общество с ограниченнойответственностью
"Информационно-рекламный центр газовой промышленности"

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО "ГАЗПРОМ"

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ДИАГНОСТИЧЕСКОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИМАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

СТО Газпром2-2.3-095-2007

Дата введения 2007-08-28

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью"Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологийВНИИГАЗ"

2 ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсатаДепартамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО"Газпром"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО "Газпром" от29 декабря 2006 г. № 441 с 28.08.2007 г.

4 ВЗАМЕН Положения по организации и проведению комплексногодиагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ, утвержденногоЗаместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" 22.07.1998 г.

Содержание

Введение

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины, определения и сокращения

4 Общие положения

5 Системный подход к техническому диагностированию линейной части магистральных газопроводов

6 Схема технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов

7 Организация диагностирования линейной части магистральных газопроводов

8 Рекомендации по определению приоритета обследования структурных элементов магистральных газопроводов и сроков проведения очередных обследований

8.1 Определение приоритета обследования линейной части магистральных газопроводов на основе анализа вероятности возникновения дефектов и отказов

8.2 Критерии выбора структурных элементов линейной части магистральных газопроводов для технического диагностирования

8.3 Определение периодичности проведения диагностирования линейных участков магистральных газопроводов

8.3.1 Статистическая обработка стресс-коррозионных дефектов по результатам внутритрубной инспекции

8.3.2 Статистическая обработка коррозионных дефектов по результатам внутритрубной инспекции

8.3.3 Определение сроков проведения повторной внутритрубной инспекции магистрального газопровода для обнаружения стресс-коррозионных дефектов

8.3.4 Определение сроков проведения повторной внутритрубной инспекции магистрального газопровода для обнаружения коррозионных дефектов

8.3.5 Определение времени проведения повторного обследования участка магистрального газопровода по результатам экспертной оценки интенсивности отказов, составленной на основе комплексного диагностирования технического состояния газопровода

9 Техническое диагностирование региональных газопроводов и газопроводов-отводов

10 Регламент формирования и реализации плана проведения диагностики трубопроводов и газораспределительных станций

10.1 Порядок планирования работ по техническому диагностированию линейной части магистральных газопроводов

10.2 Организация работ по реализации плана проведения диагностики трубопроводов и газораспределительных станций

10.3 Анализ и оформление результатов технического диагностирования

11 Комплексная оценка технического состояния линейной части магистральных газопроводов

12 Организация информационного обеспечения

Приложение А (рекомендуемое) Способы, виды и методы технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов

Приложение Б (рекомендуемое) Примеры определения очередности технического диагностирования элементов линейной части магистральных газопроводов

Б.1 Пример определения очередности технического диагностирования переходов через автомобильные и железные дороги и подводные переходы

Б.2 Пример определения очередности технического диагностирования подводных переходов

Б.3 Примеры расчета параметров распределения стресс-коррозионных и коррозионных дефектов и времени проведения очередной внутритрубной инспекции

Приложение В (рекомендуемое) Информация, необходимая для экспертной оценки интенсивности отказов на линейном участке магистрального газопровода

Приложение Г (обязательное)

Приложение Д (обязательное) Форма акта и ведомости, составляемых по результатам диагностирования структурных элементов линейной части магистральных газопроводов

Библиография

Введение

Настоящий стандарт разработанв рамках Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО"Газпром" на 2004 г., утвержденной Председателем Правления ОАО"Газпром" А.Б. Миллером 13 сентября 2004 г. № 01-69, и Перечняприоритетных научно-технических проблем ОАО "Газпром" на 2002-2006гг., утвержденного Председателем Правления ОАО "Газпром" (АМ-2121 от15.04.2002 г.): п. 6.3 "Разработка системы диагностического обслуживаниятрубопроводов (включая прогнозирование и диагностику стресс-коррозии) скважин иэнергетического оборудования".

Настоящий стандарт разработанв соответствии с Федеральным законом "О промышленной безопасности опасныхпроизводственных объектов" [1],Правилами, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации [2]и НД Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору[3-7]с учетом требований Федерального закона "О лицензировании отдельных видовдеятельности" [8]и НД [9-10]и предусматривает комплекс диагностических мероприятий на протяжении всегожизненного цикла МГ.

Стандарт разработанколлективом авторов: И.И. Губанком, В.В. Салюковым, М.Ю. Митрохиным, А.В.Молокановым, И.А. Долговым, В.Н. Ворониным, О.Н. Поповым, С.В. Романцовым, В.В.Харионовским, В.И. Городниченко, В.Е. Грязиным, М.В. Чубуновым, М.А. Широковым,В.А. Алкаевой, Д.А. Колпаковым, Ф.Г. Тухбатуллиным, М.И. Королевым, А.В.Василевичем, А.Н. Кузнецовым.

1 Область применения

1.1 Действие настоящегостандарта распространяется на диагностическое обследование линейной частимагистральных газопроводов диаметром до 1420 мм включительно, запроектированныхна рабочее давление до 10,0 МПа.

1.2 Стандарт определяетосновные положения комплексного диагностирования технического состояниялинейной части магистральных газопроводов, включая диагностику магистральныхгазопроводов, выполняемую внутритрубными дефектоскопами.

1.3 Стандарт предназначен дляЭксплуатирующих организаций, проектных и научно-исследовательских дочернихобществ и организаций ОАО "Газпром", а также Специализированныхорганизаций, занимающихся техническим диагностированием магистральныхгазопроводов.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандартеиспользованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ9.602-89 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооруженияподземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 18353-79Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов

ГОСТ20415-82 Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие требования

ГОСТ 21104-86 Контрольнеразрушающий. Магнитоферрозондовый метод

ГОСТ 21105-90Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

ГОСТ23479-92 Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования

ГОСТ23667-85 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методыизмерения основных параметров

ГОСТ24289-80 Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения

ГОСТ25225-82 Контроль неразрушающий. Швы сварных соединений трубопроводов.Магнитографический метод

ГОСТ 27655-88Акустическая эмиссия. Термины, определения и обозначения

ГОСТ28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие техническиетребования

ГОСТР 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защитеот коррозии

ГОСТР 51330.9-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификациявзрывоопасных зон

ГОСТР 52005-2003 Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла. Общиетребования

СТОГазпром РД 1.10-098-2004 Методика технического диагностированиятрубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительныхстанций магистральных газопроводов

СТОГазпром 2-3.5-032-2005 Положение по организации и проведению контроля засоблюдением требований промышленной безопасности и обеспечениемработоспособности объектов Единой системы газоснабжения ОАО "Газпром"

СТОГазпром 2-3.5-045-2006 Порядок продления срока безопасной эксплуатациилинейной части магистральных газопроводов ОАО "Газпром"

СТОГазпром 2-3.5-046-2006 Порядок экспертизы технических условий наоборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организацийк выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО"Газпром"

СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственныхобъектов газотранспортных предприятий ОАО "Газпром"

СТОРД Газпром 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностикилинейной части магистральных газопроводов

Примечание- При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действиессылочных стандартов в информационной системе общего пользования - наофициальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации всети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю"Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационнымуказателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен(изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоватьсязамененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены,то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, незатрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандартеприменены термины по ГОСТ27.002, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 Эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющееэксплуатацию объектов транспорта газа ОАО "Газпром".

3.1.2 Специализированная организация: Организация, включенная в реестрорганизаций, допущенных к выполнению диагностического обследования на линейнойчасти магистральных газопроводов ОАО "Газпром", или имеющаязаключение по ее организационно-технической готовности к ведению работ подиагностированию технического состояния объектов транспорта газа, а такжеаттестованную диагностическую лабораторию и аттестованных специалистов.

3.1.3 Аварияна опасном производственном объекте ОАО "Газпром": Разрушениесооружений и (или) технических устройств, применяемых на действующих опасныхпроизводственных объектах ОАО "Газпром"; неконтролируемые взрыв и(или) выброс опасных веществ (природного газа, конденсата и т.д.), находящихсяв технологических системах указанных объектов.

3.1.4 Инцидент на опасном производственном объектеОАО "Газпром": Механическое повреждение или появление скрытогодефекта конструкции, отдельного элемента сооружений действующего опасногопроизводственного объекта, отказ обслуживающих его систем (систем телемеханики,связи, энергоснабжения, электрохимической защиты или других), не повлиявшие наработоспособность объекта, но вызвавшие необходимость принятия нештатныхдействий, не предусмотренных планом технического обслуживания и ремонта, длявосстановления его безопасного состояния.

3.1.5 Техническое состояние объекта: Состояниеобъекта, которое характеризуется в определенный момент времени при определенныхусловиях внешней среды значениями параметров, установленныхнормативно-технической документацией.

3.1.6 Контроль технического состояния: Проверкасоответствия технического состояния объекта требованиям нормативнойдокументации и определение на этой основе одного из заданных видов техническогосостояния в данный момент времени.

3.1.7 Техническое диагностирование(диагностирование): Процесс определения технического состояния объектатехнического диагностирования с определенной точностью, результатом которогоявляется заключение о техническом состоянии объекта техническогодиагностирования с указанием при необходимости места, вида и причины дефекта(дефектов).

3.1.8 Система технического диагностирования линейнойчасти магистральных газопроводов: Совокупность средств, объектов иисполнителей, необходимых для проведения диагностического обслуживания линейнойчасти магистральных газопроводов в соответствии с настоящим стандартом.

3.1.9 Система диагностического обслуживания: Совокупностьдействий по определению и прогнозированию технического состояния находящихся вэксплуатации объектов.

3.1.10 Мониторинг технического состояния: Систематический(непрерывный или периодический) контроль параметров, характеризующихтехническое состояние оборудования.

3.1.11 Диагностическая бригада: Группаспециалистов по техническому диагностированию.

3.1.12 Специалист по техническому диагностированию: Техническийспециалист Специализированной организации, имеющий необходимые полномочия,квалификацию и средства для выполнения работ по техническому диагностированию,в том числе с применением внутритрубных дефектоскопов.

3.1.13 База данных: Комплекс структурированныхданных, используемых и/или формируемых при диагностическом обслуживании,хранящихся на компьютеризованных устройствах памяти, извлекаемых и/илииспользуемых с помощью соответствующего программного обеспечения.

3.1.14 Интеллектуальная вставка: Устройство,позволяющее проводить мониторинг эксплуатационных параметров газопровода(внутреннее давление и температура) и напряжений на потенциально опасныхструктурных элементах линейной части магистральных газопроводов.

3.2 В настоящем стандартеприменены следующие сокращения:

А/Д - автомобильная дорога;

АЭ - акустическая эмиссия;

ВТД - внутритрубнаядиагностика;

ГРС - газораспределительнаястанция;

ЕСГ - единая системагазоснабжения;

Ж/Д - железная дорога;

КИП- контрольно-измерительныйпункт;

КРН - коррозионноерастрескивание под напряжением;

КС - компрессорная станция;

ЛЧ МГ - линейная частьмагистрального газопровода;

ЛЭП - линия электропередач;

МГ - магистральныйгазопровод;

НД - нормативный документ;

НДС -напряженно-деформированное состояние;

НК - неразрушающий контроль;

ССД - система сбора данных;

ЦПДД - Центральныйпроизводственно-диспетчерский департамент;

ЭХЗ - электрохимическаязащита.

4 Общие положения

4.1 Основная цель системыдиагностического обслуживания ЛЧ МГ - обеспечение бесперебойного транспортагаза в соответствии с плановой производительностью МГ при безаварийной егоработе и с минимизацией издержек от рисков природного и техногенного характера.

4.2 Комплексная системаобеспечения надежности газотранспортной системы основывается на системедиагностического обслуживания МГ и формируется из следующих направлений:

- разработка и внедрениеновых технологий, систем мониторинга, приборных средств диагностикитехнического состояния ЛЧ МГ и приборов для измерения напряжений, деформаций иперемещений трубопроводных конструкций;

- создание информационных бази расчетно-экспериментальных инженерных методов оценки риска эксплуатации,прочности и ресурса с учетом результатов диагностирования техническогосостояния;

- оптимизация методовпланирования и организации ремонта МГ с учетом их технического состояния,способов и технико-экономических показателей производства ремонтных работ.

4.3 В зависимости отконструктивных особенностей ЛЧ МГ рассматривают как совокупность структурныхэлементов, таких как линейные участки газопровода, подводные переходы, переходычерез железные и автомобильные дороги, надземные переходы и т.д.

4.4 Средства техническогодиагностирования должны обнаруживать дефекты с вероятностью не менее 0,9, аизмерение размеров дефектов осуществлять с точностью, соответствующейтребованиям СТОГазпром 2-3.5-046, что обеспечивает заданные в СТО Газпром 2-3.5-048, СНиП 2.05.06-85* [11]и НД [12-17]требования по надежности к ЛЧ МГ.

4.5 При диагностическомобслуживании ЛЧ МГ используют информацию, хранящуюся в ССД "Инфотех"[18],информацию, получаемую при проектировании, строительстве и производственномконтроле, авторском надзоре проектных организаций, испытаниях и приемкеобъектов в эксплуатацию, эксплуатации, техническом надзоре и специальныхисследовательских работах.

4.6 Система диагностическогообслуживания ЛЧ МГ обеспечивает решение следующих задач:

- проведение техническогодиагностирования ЛЧ МГ в оптимальные сроки на основе определения приоритетаобследования, факторного анализа риска эксплуатации и вероятности образованияопасного дефекта;

- предупреждение аварий,отказов и инцидентов на ЛЧ МГ ОАО "Газпром";

- планирование ремонта ЛЧ МГи управление его проведением по фактическому техническому состоянию структурныхэлементов ЛЧ МГ;

- обоснование решения овозможности и условиях дальнейшей эксплуатации структурных элементов ЛЧ МГ;

- прогнозированиетехнического состояния ЛЧ МГ.

4.7 Для решения перечисленныхзадач необходимо обеспечить:

- контроль техническогосостояния структурных элементов ЛЧ МГ;

- систематизацию и обобщениеинформации, получаемой в ходе диагностического обслуживания структурныхэлементов ЛЧ МГ, а также информации, полученной при испытаниях;

- унификацию и внедрениеинформационного, методического и метрологического обеспечения системыдиагностического обслуживания ЛЧ МГ.

4.8 Техническоедиагностирование ЛЧ МГ выполняют Эксплуатирующие и Специализированныеорганизации.

4.9 Техническоедиагностирование объектов ЛЧ МГ осуществляют Специализированные организации,включенные в реестр организаций, допущенных к выполнению диагностическогообследования на ЛЧ МГ, или организации, имеющие в соответствии с СТОГазпром 2-3.5-046 протокол с решением о готовности к выполнению работ подиагностике и ремонту объектов транспорта газа, а также следующие документы:

- заключение поорганизационно-технической готовности к ведению работ по диагностированиютехнического состояния газовых объектов;

- свидетельство об аттестациилаборатории НК в соответствии с ПБ03-372-00 [5];

- сертификаты на техническиеустройства;

- разрешение на применениетехнических устройств (при наличии технических устройств) на опасныхпроизводственных объектах в соответствии с правилами [19];

- соответствующие стандарты иметодическое обеспечение диагностических работ;

- свидетельства об аттестациипо методам НК специалистов по техническому диагностированию;

- свидетельства об аттестациипо правилам безопасного проведения работ специалистов по техническомудиагностированию, выданные Федеральной службой по экологическому,технологическому и атомному надзору.

5 Системный подход к техническому диагностированиюлинейной части магистральных газопроводов

5.1 Диагностическоеобслуживание МГ на этапе эксплуатации в соответствии с рисунком 1 представляетвзаимосвязанную систему трех компонентов: информационно-организационного(управление системой диагностического обслуживания, планирование и исполнениетехнического диагностирования МГ в соответствии с НД [7,9,10,19,20],информационное обеспечение в соответствии с регламентом [18]),нормативно-методического (нормативное и методическое обеспечение техническогодиагностирования и оценки технического состояния МГ), и технической части(совокупность различных методов, способов, видов и средств НК, применяемых дляконтроля технического состояния МГ).

5.2 Техническоедиагностирование (обследование) ЛЧ МГ разделяют на функциональное (плановое),специальное и тестовое диагностирование. Виды, методы и способы техническогодиагностирования, которые необходимо использовать при техническомдиагностировании ЛМ МГ, и рекомендации по их применению приведены в приложенииА.

5.3 Комплекс диагностическихработ, выполняемых при функциональном диагностировании, в соответствии сосхемой, представленной на рисунке 2, включает:

- обнаружение на внутренних инаружных поверхностях труб, включая сварные швы, нарушений сплошности металла(прожог, расслоение, неметаллическое включение, раковина, усталостная истресс-коррозионная трещины, коррозионная язва, задир, канавка, царапина,плена, рванина, непровар), а также вмятин, гофр, смещений кромок и пр.;

- измерение (определение)геометрических параметров дефектов;

- выявление утечек газа;

- выявление нарушений ВРД39-1.10-006-2000* [10]и охранных зон МГ, определяемых по СНиП 2.05.06-85* [11];

- обследование состояния средствЭХЗ и их эффективности в соответствии с ГОСТР 51164;

Рисунок 1 - Системный подход к организациидиагностического обслуживания магистральных газопроводов

- измерение механическихнапряжений (деформаций) и перемещений в соответствии с методическимирекомендациями [20]участков газопроводов, находящихся в непроектном положении;

- обследование состояниятрубопроводной арматуры в соответствии с методическими указаниями [21];

Рисунок 2 - Структурная схема комплекса диагностическихработ на МГ

- определение техническогосостояния подводных переходов в соответствии с РД51-3-96 [22],переходов через автомобильные и железные дороги в соответствии с инструкцией [23]и других структурных элементов ЛЧ МГ;

- определение состоянияизоляционного покрытия и глубины заложения трубопровода в соответствии с ВРД39-1.10-026-2001 [24];

- определение возможностейпрохождения очистных или измерительных внутритрубных снарядов и диагностическихустройств в соответствии с РД-51-2-97 [25];

- измерение толщины стеноктруб и твердости металла;

- определение дефектовгеометрии трубопровода;

- оценку состояния опор,креплений и других конструктивных элементов надземных переходов;

- оценку состояния узловприема и запуска очистных устройств;

- наблюдение за динамикойусловий эксплуатации, включая замеры давления, температуры продукта иокружающей среды.

5.4 Специальные обследованиявключают: определение уровня грунтовых вод, ореолов оттаивания и промерзаниягрунта в полосе отвода и вокруг газопроводов, концентрации водородных ионов рН,внешних нагрузок и воздействий, фиксацию перемещений грунтов, окружающихгазопроводы и на прилегающих территориях, и изменения других условийэксплуатации, а также экологической ситуации в зоне, окружающей контролируемыеобъекты.

5.5 Тестовое диагностированиеобъектов осуществляют при специально создаваемых контрольных нагрузках ивоздействиях, отличающихся от эксплуатационных по величине и временивоздействия.

5.6 Техническоедиагностирование ЛЧ МГ Эксплуатирующие организации планируют с учетомпредварительно выявленных потенциально опасных и особо ответственных и сложныхдля технического диагностирования структурных элементов ЛЧ МГ.

5.6.1 К потенциально опаснымструктурным элементам МГ относят участки МГ, характеризующиеся следующимипризнаками:

- участки примыкания к КС состороны высокого давления;

- участки, расположенные нальдистых, вечномерзлых, слабонесущих грунтах;

- участки, расположенные наобводненных территориях (болота, поймы рек, ручьи, водотоки и др.);

- участки, проложенные всейсмических районах;

- участки с опаснымиэндогенными и экзогенными процессами (оползень, пересеченная местность,тектонический разлом, карстообразование, эрозия и т.д.);

- участки со сложнымигеокриологическими условиями, на которых ожидаются пучение или осадка грунтов;

- участки, на которых имелиместо аварии, отказы и инциденты и прилегающие к ним участки;

- участки, на которых имеютсяотклонения от проектных решений;

- участки на которых значениезащитного потенциала не соответствует ГОСТР 51164;

- участки, пересекаемые ЛЭПили близко к ним расположенные;

- участки, в соответствии синструкцией [26]склонные к стресс-коррозии.

5.6.2 К особо ответственным исложным для диагностирования структурным элементам ЛЧ МГ относят:

- участки, имеющие сложнуюконфигурацию в горизонтальной или вертикальной плоскости либо в обеихплоскостях одновременно;

- участки с высокойинтенсивностью балластировки;

- участки пересечений МГ;

- подводные переходы;

- вантовые переходы;

- переходы черезавтомобильные и железные дороги;

- трубопроводную арматуру;

- участки ЛЧ МГ, прилегающиек камерам приема-запуска очистных устройств и компенсаторам.

6 Схема технического диагностирования линейнойчасти магистральных газопроводов

6.1 Техническоедиагностирование ЛЧ МГ Эксплуатирующие организации проводят в соответствии сосхемой, представленной на рисунке 3.

6.2 Для учета конструктивныхособенностей и условий эксплуатации, а также видов дефектов при составленииалгоритма диагностирования Эксплуатирующие организации формируют переченьструктурных элементов ЛЧ МГ в соответствии с рисунком 4 и перечень характерныхдефектов, отклонений от проектных решений, нарушений охранных зон всоответствии с рисунком 5. Комплекс взаимодополняющих методов диагностированияструктурных элементов ЛЧ МГ разрабатывают с учетом перечня характерныхдефектов, отклонений от проектных решений, нарушений охранных зон всоответствии с СНиП2.05.06-85* [11]и правил эксплуатации ВРД39-1.10-006-2000* [10].

Рисунок 3 - Схема техническогодиагностирования ЛЧ МГ

6.3 На основании перечняструктурных элементов ЛЧ МГ и перечня обнаруженных ранее характерных дефектов,отклонений от проектных решений, нарушений охранных зон и т.п. Эксплуатирующаяорганизация ранжирует структурные элементы ЛЧ МГ по очередности техническогодиагностирования в соответствии с критериями настоящего стандарта.

6.4 Эксплуатирующаяорганизация проводит работы по обеспечению диагностирования ЛЧ МГ:

- проводит подготовкуучастков ЛЧ МГ к проведению ВТД;

- устанавливает постоянныемаркеры по трассе с привязкой к системе спутниковой навигации, в том числе напотенциально опасных, особо ответственных участках и сложных структурныхэлементах;

- производит расчистку полосыгазопровода и обеспечивает подъезды к трассе;

- обеспечивает установку исохранность КИП и т.п.

Рисунок 4 - Схема формированияструктурных элементов ЛЧ МГ

6.5 В алгоритмахдиагностирования структурных элементов ЛЧ МГ, не подготовленных к ВТД, всоответствии со схемой диагностического обслуживания, представленной на рисунке2, предусматривают проведение наиболее информативных методов обследования -электрометрических обследований в соответствии с СТОРД Газпром 39-1.10-088, а также магнитометрических обследований всоответствии с РД102-008-2002 [27].

Рисунок 5 - Схема формирования перечня характерныхдефектов, отклонений от проектных решений, нарушений охранных зон и нарушенийправил эксплуатации МГ

6.6 Для структурных элементовЛЧ МГ, подготовленных к ВТД, алгоритм диагностирования предусматривает проведениеВТД, а другие виды и методы диагностики в соответствии со схемойдиагностического обслуживания, представленной на рисунке 2, применяют с цельювыявления дефектов, отклонений и нарушений, не выявляемых ВТД.

6.7 По результатам ВТД,электрометрических обследований, обследований с поверхности земли, обследованийна наличие дефектов стресс-коррозии по факторам, способствующим образованию иросту дефектов стресс-коррозии, аэрокосмических обследований и др. обследованийСпециализированные организации определяют места для инструментальногообследования в шурфах. Эксплуатирующие организации проводят инструментальноеобследование в шурфах для подтверждения наличия дефектов, а также установленияих размеров с целью оценки погрешностей результатов определения размеровдефектов в предыдущих обследованиях.

6.8 С учетом спецификиструктурных элементов алгоритм диагностирования ЛЧ МГ может быть расширен,например, включением постоянного мониторинга утечек газа на особо ответственныхи сложных для диагностирования структурных элементах или мониторинга напряженийс применением интеллектуальных вставок на потенциально опасных структурныхэлементах.

6.9 При выборе мест установкиинтеллектуальных вставок и других средств мониторинга напряжений (деформаций)определяют наиболее нагруженные зоны потенциально опасных и особо ответственныхи сложных для диагностирования структурных элементов ЛЧ МГ. Для их определенияиспользуют результаты натурной инструментальной съемки пространственногоположения участка МГ с последующей оценкой НДС в соответствии с инструкцией [28],расчеты общего НДС (методом конечных элементов) и данные экспериментальныхизмерений напряжений.

6.10 Данные о напряжениях(деформациях) в газопроводе используют:

- для оценкиработоспособности и запаса прочности структурного элемента ЛЧ МГ;

- анализа эффективностизащитных мероприятий на потенциально опасных структурных элементах ЛЧ МГ;

- выбора метода ремонта ЛЧМГ.

7 Организация диагностирования линейной частимагистральных газопроводов

7.1 Организационная структуратехнического диагностирования ЛЧ МГ в соответствии с рисунком 6 базируется нацентрализованной системе управления и включает: Департамент по транспортировке,подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром",Эксплуатирующие организации, Специализированные организации (ДОАО"Оргэнергогаз", ЗАО НПО "Спецнефтегаз" и др.) инаучно-исследовательские и проектные институты (ООО "ВНИИГАЗ", ОАО"Гипрогазцентр" и др.).

7.2 Организационная структуратехнического диагностирования ЛЧ МГ определяет взаимодействие между ОАО"Газпром", Эксплуатирующими организациями, научно-исследовательскимии проектными организациями и Специализированными организациями.

7.3 ОАО "Газпром"осуществляет организационно-техническое обеспечение системы диагностическогообслуживания ЛЧ МГ, включающее:

- формирование концепциицелостности, стратегии диагностического обслуживания и планированиядиагностических работ и программы развития системы техническогодиагностирования ЛЧ МГ;

- анализ техническогосостояния ЛЧ МГ на основе результатов технического диагностирования ЛЧ МГ ипланирование управленческих решений по инвестициям в капитальный ремонт иреконструкцию ЛЧ МГ;

Рисунок 6 - Организационная структура системыдиагностического обслуживания ЛЧ МГ

- координацию работ пообеспечению эксплуатационной надежности ЛЧ МГ;

- прием и анализ заявок напроведение технического диагностирования ЛЧ МГ;

- утверждение годового планаработ ОАО "Газпром" по техническому диагностированию ЛЧ МГ;

- обобщение и анализинформации по результатам технического диагностирования ЛЧ МГ;

- контроль за выполнениемплана работ по техническому диагностированию ЛЧ МГ.

7.4 Научно-исследовательскиеи проектные организации осуществляют:

- научное обеспечениедиагностических работ;

- подготовку НД потехническому диагностированию ЛЧ МГ;

- разработку НД по анализурезультатов технического диагностирования ЛЧ МГ;

- анализ данных о техническомсостоянии ЛЧ МГ, в том числе с использованием ССД "Инфотех";

- выявление закономерностей впоявлении дефектов и неисправностей на ЛЧ МГ;

- разработку рекомендаций подальнейшей безопасной эксплуатации ЛЧ МГ;

- анализ перспектив развитиятехнологий технического диагностирования ЛЧ МГ;

- прогноз техническогосостояния ЛЧ МГ.

7.5 Специализированнаяорганизация, ответственная за централизованную систему сбора, передачи,обработки и хранения данных о технологических объектах добычи, транспорта иподземного хранения газа ЕСГ (ССД "Инфотех"), осуществляет:

- развитие и ведение(поддержание в рабочем состоянии и наполнение сведениями о результатахремонтов, инспекции и диагностике ЛЧ МГ) ССД "Инфотех" и организациюдоступа к ней;

- разработку форм отчетностипо структурным элементам ЛЧ МГ, которые должны содержать полную информацию обовсех работах, проводимых на них за весь период эксплуатации, и их фактическомтехническом состоянии;

- формирование предложенийдля Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газаОАО "Газпром" по плану проведения технического диагностирования;

- составление годовыхотчетных справок для Департамента по транспортировке, подземному хранению ииспользованию газа ОАО "Газпром" о техническом состоянии структурныхэлементов.

7.6 Специализированныеорганизации, проводящие диагностирование структурных элементов ЛЧ МГосуществляют:

- поиск и апробацию новыхметодов и средств технического диагностирования;

- выполнение техническогодиагностирования ЛЧ МГ в соответствии с планом проведения диагностикитрубопроводов и ГРС, а также по заявкам Эксплуатирующих организаций;

- представление результатовдиагностирования ЛЧ МГ Эксплуатирующей организации, составление заключений отехническом состоянии обследованных структурных элементов ЛЧ МГ и выдачурекомендаций об условиях их дальнейшей эксплуатации.

7.7 Эксплуатирующиеорганизации осуществляют:

- формирование заявок напроведение технического диагностирования ЛЧ МГ;

- подготовку структурныхэлементов ЛЧ МГ к техническому диагностированию;

- обеспечение безопасногопроведения работ при техническом диагностировании ЛЧ МГ;

- оперативный контроль завыполнением технического диагностирования ЛЧ МГ;

- проведениеремонтно-восстановительных работ и предоставление информации по результатамремонта в ССД "Инфотех".

8 Рекомендации по определению приоритетаобследования структурных элементов магистральных газопроводов и сроковпроведения очередных обследований

8.1 Определение приоритета обследования линейнойчасти магистральных газопроводов на основе анализа вероятности возникновениядефектов и отказов

8.1.1 Приоритет по техническомудиагностированию линейных участков МГ назначают по ожидаемой вероятностивозникновения отказа на линейном участке за время эксплуатации.

8.1.2 Расчет вероятностиотказа проводят по локальной интенсивности отказов на рассматриваемом участкеЛЧ МГ.

8.1.3 Значение локальнойинтенсивности отказов lл рассчитывают на основании статистических данных об инцидентах иотказах на газопроводах и по результатам экспертных оценокконструктивно-технологических особенностей, условий строительства, эксплуатациии текущего технического состояния (наличия дефектов) ЛЧ МГ в соответствии с СТОРД Газпром 39-1.10-084.

8.1.4 Среднюю интенсивностьотказов рассчитывают на 1000 км газопроводов за год эксплуатации.

8.1.5 Интенсивность отказовобследуемого участка МГ lл вычисляют в соответствии со структурнойсхемой, представленной на рисунке 7, по формуле

где lрег - среднестатистическая интенсивностьотказов для газотранспортного предприятия, которое обслуживает участокгазопровода - среднее число отказов в год на 1000 км газопроводов;

kD -коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности отказов от диаметрагазопровода;

Рисунок 7 - Схема расчета риска (вероятностиотказа) эксплуатации линейной части магистральных газопроводов

Вср - балльная оценка для среднестатистического участкагазопровода (по десятибалльной шкале), принимают равной 3,65;

pi, qij - весовые коэффициенты, учитывающиеопределенный относительный вклад каждого фактора внутри каждой из групптехнологических и природных факторов влияния;

Fij -балльные оценки факторов риска для обследуемого участка газопровода;

J(i) - число факторов внутри каждой из групп.

8.1.6 Значения параметров lрег, kD, pj, qij и балльных оценок факторов риска Fij в зависимости от конструктивно-технологическихособенностей, условий строительства и эксплуатации, а также текущеготехнического состояния рассматриваемого участка газопровода определяют всоответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

8.1.7 Вероятностьвозникновения одного или более отказов на обследуемом участке газопровода Р(п³1) сучетом значения интенсивности отказов вычисляют по формуле

где t - время дальнейшей эксплуатации этого участка, год;

L - протяженностьобследуемого участка газопровода, км.

8.1.8 Вероятностьвозникновения отказов Р(п³1) используют при составлении плановреконструкции и капитального ремонта, а также для определения приоритетапроведения технического диагностирования линейных участков МГ.

8.1.9 В первую очередьследует проводить техническое диагностирование участков МГ, на которыхвероятность отказа за один и тот же интервал времени наибольшая.

8.2 Критерии выбора структурных элементов линейнойчасти магистральных газопроводов для технического диагностирования

8.2.1 Критерий определенияочередности обследования подземных переходов через железные и автомобильныедороги основан на информации, полученной по результатам проведенныхобследований. Обследования переходов проводят в соответствии с инструкцией [23].Критерий основан на факторах, характеризующих техническое состояние переходов вих балльных количественных оценках, приведенных в таблице 1.

Таблица 1 -Факторы, характеризующие техническое состояние переходов и их балльныеколичественные оценки

Факторы

Характеристика фактора

Балльная оценка

1 Категория перехода

Категория

А/Д

Количество

ж/д путей

 

 

1

2 и более

5

 

2

 

4

 

3

1

3

 

4

 

2

 

5

 

1

2 Наличие населенных пунктов в окрестности перехода на расстоянии, меньшем чем 3´RСНиП, где RСНиП - минимальные безопасные расстояния, установленные в СНиП 2.05.06-85* [11]

нет

0

есть

5

3 Нарушения охранной зоны вблизи перехода -наличие объектов на меньшем расстоянии, чем RСНиП

нет

0

есть

2

4 Глубина заложения газопровода под дорогой и с обеих сторон от дороги соответствует СНиП 2.05.06-85* [11]

да

0

нет

5

5 Расчистка трассы вблизи перехода

хорошо различима

0

 

плохо различима

2

6 Наличие опознавательных знаков в соответствии с ВРД 39-1.10-006-2000 [10]

есть

0

нет

2

7 Коррозионная активность грунта по ГОСТ 9.602

низкая

0

 

средняя

2

 

высокая

5

8 Защищенность средствами ЭХЗ

обеспечена защита как трубы, так и футляра

0

нет защиты футляра

2

недозащита трубы

5

9 Наличие КИП

есть с обеих сторон

0

 

отсутствуют

2

10 Состояние изоляционного покрытия, определенное в шурфах

удовлетворительное

0

неудовлетворительное

5

11 Положение трубы в футляре

соответствует СНиП 2.05.06-85* [11]

0

нет уплотнителя, в футляре вода или грунт

2

нет соосности трубы и футляра

3

есть контакт трубы и футляра или футляр отсутствует

5

12 Дефекты, выявленные методом акустической эмиссии (АЭ) в соответствии с ПБ 03-593-03 [29]

нет источников АЭ

0

есть активные источники

3

есть критически или катастрофически активные источники АЭ

5

13 Отношение фактической толщины стенки трубы к проектной

более 0,9

0

менее 0,9

5

14 Время, прошедшее с момента последнего обследования перехода

балл равен числу лет, прошедших с момента последнего обследования

8.2.2 Суммарная балльная оценка является критерием для определенияприоритета проведения обследования переходов. В план проведения техническогодиагностирования в первую очередь включают переходы через железные и автомобильныедороги с наибольшей балльной оценкой.

8.2.3Пример определения приоритета проведения обследования переходов черезавтомобильные и железные дороги в соответствии с балльными оценками представленв приложении Б.

8.2.4Критерий определения очередности обследования подводных переходов основан наинформации, полученной по результатам проведенных обследований. Обследованияподводных переходов проводят в соответствии с РД51-3-96 [22]. Критерийоснован на факторах, характеризующих техническое состояние подводных переходов,и их балльных количественных оценках, приведенных в таблице 2.

8.2.5Суммарная балльная оценка является критерием для определения приоритета проведенияобследования подводных переходов. В план проведения техническогодиагностирования в первую очередь включают подводные переходы с наибольшейбалльной оценкой.

Таблица 2 -Факторы, характеризующие техническое состояние подводных переходов, и их балльныеколичественные оценки

Фактор

Характеристика фактора

Балльная оценка

1 Минимальная высота грунта над верхней образующей в русловой части hгр

Соответствует СНиП 2.05.06-85* (hгр ³ 1 м)

0

hгр < 1 м

(1 - hгр)´5

2 Наличие провисов трубы

Нет провисов

0

Есть провисы

5

3 Глубина водоема над минимально заглубленным участком hв

Более 20 метров

0

Менее 20 метров

(20-hв)´0,1

4 Наличие размывов на береговых урезах

Нет

0

Есть

5

5 Наличие предупреждающих знаков в соответствии с ВРД 39-1.10-006-2000 [10]

Есть

0

Нет

2

6 Защищенность перехода средствами ЭХЗ

Обеспечена

0

Есть недозащита

5

7 Наличие КИП с обеих сторон перехода

Есть

0

Нет

2

8 Состояние изоляционного покрытия по данным электрометрии

Нет повреждений

0

Есть повреждения

5

9 Время, прошедшее с момента последнего обследования перехода

Балл равен числу лет, прошедших с момента последнего обследования

8.2.6 Пример определения приоритета проведения обследованияподводных переходов в соответствии с балльными оценками представлен в приложенииБ.

8.3 Определение периодичности проведениядиагностирования линейных участков магистральных газопроводов

Структурныесхемы статистической обработки данных внутритрубной диагностики и определения периодичностипроведения ВТД на ЛЧ МГ с целью обнаружения коррозионных и стресс-коррозионныхдефектов приведены на рисунках 8 и 9.

Рисунок 8 -Структурная схема определения времени проведения очередной ВТД с цельюобнаружения стресс-коррозионных дефектов

Рисунок 9 - Структурная схемаопределения времени проведения очередной ВТД с целью обнаружения коррозионныхдефектов

8.3.1 Статистическая обработка стресс-коррозионныхдефектов по результатам внутритрубной инспекции

8.3.1.1 Время проведенияочередной внутритрубной диагностики определяют по зависимостям, получаемым наоснове статистической обработки данных ВТД и прогноза роста глубины дефектов.

8.3.1.2 Для статистическойобработки и прогноза используют только данные ВТД, которые были проведеныначиная с 2000 года.

8.3.1.3 Дефектами КРН считаютдефекты, обозначенные в дефектной ведомости как "продольная трещина"или "зона продольных трещин".

8.3.1.4 Статистическуюобработку с целью определения параметров распределения стресс-коррозионныхдефектов производят начиная с первой информативной ВТД, при которой былообнаружено не менее 20 дефектов КРН, глубина которых равна или превышаетзначение 0,2 (20% от толщины стенки трубы). По результатам следующих ВТДопределяют число новых стресс-коррозионных дефектов, обнаруженных на данномучастке ЛЧ МГ.

8.3.1.5 Распределение глубиныдефектов, обнаруженных при проведении ВТД, описывают показательным закономраспределения. Функция плотности распределения показательного закона имеет вид:

f(dот) = 1/g×exp(-dот/g),

где f(dот) - плотность распределения относительнойглубины дефектов;

dот = d/d - относительная глубина дефекта (глубинадефекта, отнесенная к толщине стенки трубы);

g - параметр закона распределения.

8.3.1.6 Параметр распределенияглубины дефектов, обнаруженных при первой информативной ВТД, g1, определяют по зависимостям,представленным на рисунке 10, или по следующей формуле:

g1=0,10/loge[m0,2/m0,3],                                                                                       (1)

где m0,2, m0,3 - число обнаруженных при ВТДстресс-коррозионных дефектов, с относительной глубиной, большей или равнойсоответственно 0,2 и 0,3.

8.3.1.7 Значения m0,2, m0,3 определяют по дефектным ведомостямрезультатов ВТД, хранящихся в базе данных ССД "Инфотех".

Рисунок 10 - Определение параметрараспределения коррозионных и стресс-коррозионных дефектов

8.3.1.8Прогнозируемое число стресс-коррозионных дефектов на участке газопровода - п(включая дефекты, глубина которых ниже порога чувствительности внутритрубногодефектоскопа) вычисляют по формуле

п = m0,2/ехр(-0,2/g)                                                                                            (2)

илиопределяют по графику, представленному на рисунке 11.

Рисунок 11 - Определениепрогнозируемого числа дефектов

8.3.2 Статистическая обработка коррозионныхдефектов по результатам внутритрубной инспекции

8.3.2.1 Коррозионными считаютдефекты, обозначенные в дефектных ведомостях как "коррозия","коррозия по всей длине", "каверна", "продольные ипоперечные канавки".

8.3.2.2 Статистическуюобработку с целью определения параметров распределения коррозионных дефектовпроизводят начиная с первой информативной ВТД, при которой было обнаружено неменее 20 дефектов, глубина которых равна или превышает значение 0,15 (15 % оттолщины стенки трубы).

8.3.2.3 Определениепараметров распределения коррозионных дефектов производят для двух последнихВТД начиная с первой информативной ВТД (если после первой информативной ВТД ужебыла проведена диагностика).

8.3.2.4 Перед проведениемстатистической обработки из данных предпоследней ВТД исключают дефекты, которыебыли отремонтированы в период между ВТД, так как этих дефектов нет в данныхпоследней внутритрубной диагностики.

8.3.2.5 Параметрраспределения показательного закона определяют по зависимостям, представленнымна рисунке 10, или по следующей формуле:

g = 0,15/loge[m0,15/m0,3],                                                                                     (3)

где m0,15, m0,3- число обнаруженных при ВТД коррозионных дефектов с относительной глубиной,большей или равной соответственно 0,15 и 0,3.

8.3.2.6 Значения m0,15, m0,3определяют по дефектным ведомостям результатов ВТД, хранящихся в базе данных ССД"Инфотех".

8.3.2.7 Прогнозируемое числокоррозионных дефектов на участке газопровода - п (включая дефекты,глубина которых ниже порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа)вычисляют по формуле

п = m0,15/ехр(-0,15/g)                                                                                         (4)

или определяют по графику,представленному на рисунке 11.

8.3.2.8 Примерыстатистической обработки результатов внутритрубной диагностики приведены вприложении Б.

8.3.3 Определение сроков проведения повторнойвнутритрубной инспекции магистрального газопровода для обнаружения стресс-коррозионныхдефектов

8.3.3.1 Интервал времени допроведения очередного обследования ЛЧ МГ с целью обнаружениястресс-коррозионных дефектов определяют из условия необходимости обнаружениядефектов, которые не были обнаружены в предыдущих обследованиях из-за их малыхразмеров и вновь образовавшихся дефектов.

8.3.3.2 До первойинформативной ВТД (до тех пор, пока при ВТД обнаруживают незначительноеколичество КРН дефектов) после выполнения ремонта проведение очередной ВТД дляобнаружения стресс-коррозионных дефектов назначают через пять лет.

8.3.3.3 После поведенияпервой информативной ВТД интервал времени (число лет) до проведения очередного j+1 обследования ЛЧ МГ  рассчитывают каквремя, отсчитываемое с момента проведения последней ВТД до момента времени,когда глубина хотя бы одного необнаруженного стресс-коррозионного дефектавырастет до величины, превышающей значение, равное dот = 0,3, по формуле

                                                      (5)

где п - прогнозируемоечисло стресс-коррозионных дефектов, определенное при статистической обработкерезультатов первой информативной ВТД;

j - числопроведенных ВТД начиная с первой информативной ВТД;

 - суммарное число дефектов с относительной глубиной,большей или равной 0,2, обнаруженных по итогам всех обследований, начиная спервой информативной ВТД;

g1 - параметр показательного закона распределения на рассматриваемомучастке газопровода, определенный при статистической обработке результатов первогоинформативного обследования;

 - скорость изменения параметра распределения g на моментпроведения последней ВТД вычисляют по формуле

где  - время эксплуатациигазопровода до проведения первого информативного внутритрубного обследования,год;

 - интервал времени между последней и первойинформативной ВТД, год;

gj - параметр распределения глубиныдефектов, определенный по результатам последней ВТД по формуле

8.3.3.4Если интервал времени DtВТд окажется более5 лет, то в связи с тем, что при ВТД возможен пропуск дефектов, онустанавливается равным 5 годам.

8.3.3.5Пример расчета времени проведения очередной ВТД для обнаружениястресс-коррозионных дефектов приведен в приложении Б.

8.3.4 Определение сроков проведения повторнойвнутритрубной инспекции магистрального газопровода для обнаружения коррозионныхдефектов

8.3.4.1Интервал времени до проведения очередного обследования ЛЧ МГ с цельюобнаружения коррозионных дефектов определяют из условия необходимостиобнаружения коррозионных дефектов, которые не были обнаружены в предыдущихобследованиях, обнаружения вновь образовавшихся дефектов, а также для контроляизменения размеров дефектов, которые не были отремонтированы по итогампредыдущего обследования.

8.3.4.2До первой информативной ВТД (до тех пор, пока при ВТД обнаруживаютнезначительное количество коррозионных дефектов) после выполнения ремонтапроведение очередной ВТД для обнаружения коррозионных дефектов назначают через5 лет.

8.3.4.3После проведения первой информативной ВТД интервал времени (число лет) допроведения очередного j+1 обследованияЛЧ МГ , рассчитывают как время, отсчитываемое с момента проведенияпоследней ВТД до момента времени, когда глубина хотя бы одного необнаруженноголибо неустраненного коррозионного дефекта вырастет до величины, превышающейзначение, равное dот = 0,4, поформуле

                                                        (6)

гдеj - количествоВТД, проведенных начиная с первой информативной ВТД;

 - планируемое кремонту количество коррозионных дефектов по результатам проведения последнейВТД;

nj и lj - прогнозируемое числокоррозионных дефектов и параметр распределения глубины дефектов, определенныепо результатам последней ВТД;

 - скоростьизменения параметра распределения на момент проведения последней ВТД:

 - времяэксплуатации газопровода до проведения первой информативной ВТД, год;

 - интервал времени между двумя последнимиВТД, год;

gj-1 - параметр распределения глубины дефектов, определенный пристатистической обработке данных предпоследней ВТД.

8.3.4.4 Интервал времени  зависит отпланируемого объема ремонтных работ , выполняемого после проведения ВТД (чем больше будет отремонтированодефектов, тем больше интервал времени ). Изменяя планируемый объем ремонтных работ , определяют функциональную зависимость интервала времени  от объемов планируемогоремонта . Если известно фактическое число дефектов, отремонтированныхпосле проведения ВТД, то интервал времени  определяют с учетомфактического объема ремонтных работ.

8.3.4.5 При ремонте в первуюочередь устраняют наиболее опасные коррозионные дефекты. Если при этом наряду сопасными дефектами устраняют менее опасные дефекты, то их не учитывают в числеотремонтированных дефектов.

8.3.4.6 При планировании порезультатам ВТД ремонтных работ предусматривают такой объем ремонтных работ,чтобы интервал времени проведения следующей ВТД находился в диапазоне 3 £  £ 5 лет.

8.3.4.7 Если интервал времени окажется более 5 лет,то, в связи с тем, что при ВТД возможен пропуск дефектов, он устанавливаетсяравным 5 годам.

8.3.4.8 В случае пропускадвух снарядов - продольного и поперечного намагничивания, которые обнаруживаюткак коррозионные, так и стресс-коррозионные дефекты, время проведения очереднойВТД определяют как меньшее из двух значений, рассчитанных по выражениям (5) и (6).

8.3.4.9 Пример расчетавремени проведения очередной ВТД для обнаружения коррозионных дефектов приведенв приложении Б.

8.3.5 Определение времени проведения повторногообследования участка магистрального газопровода по результатам экспертнойоценки интенсивности отказов, составленной на основе комплексногодиагностирования технического состояния газопровода

8.3.5.1 Определение временипроведения повторного обследования участка МГ, не подготовленного дляпроведения ВТД, осуществляют на основе экспертной оценки локальнойинтенсивности отказов.

8.3.5.2 Для оценкиинтенсивности отказов и определения времени проведения очередного комплексногообследования участка МГ используют группы риска, балльные оценки которыхизменяются по времени и могут быть определены при комплексном обследованииучастка МГ.

8.3.5.3 Интенсивность отказоврассматриваемого участка lл определяют в соответствии с блок-схемой, представленной на рисунке12, по формуле

                                                                  (7)

где lср - средняя для МГ ОАО "Газпром"интенсивность отказов, равная 0,2 отказа в год на участке МГ длиной 1000 км;

kрег - коэффициент, учитывающий зависимостьинтенсивности отказов от региона прокладки газопровода;

рi и qij - весовые коэффициенты групп и факторовриска соответственно;

Fij -балльные оценки факторов риска для рассматриваемого участка МГ;

Вcp - балльная оценка среднестатистическогоучастка МГ;

kD -коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности отказов от диаметрагазопровода;

J(i) - число факторов внутри каждой из групп.

Рисунок 12 - Блок-схемаопределения локальной интенсивности отказов lл и времени проведения следующего комплексного диагностированияучастка МГ

Значения величин kрег, kD, pi и qij приведены в СТО Газпром РД 39-1.10-084.Балльные оценки факторов риска Fij определяют по результатам комплексногодиагностирования технического состояния участка МГ в соответствии сметодическими указаниями СТО РД Газпром 39-1.10-084.

Опросный лист, позволяющийопределить балльные оценки факторов риска, приведен в приложении В.

8.3.5.4 Для экспертной оценкиинтенсивности отказов рассматривают следующие группы риска:

- "внешние антропогенныевоздействия";

- "коррозия";

-"стресс-коррозия";

- "природныевоздействия";

- "отказы и утечки,имевшие место в прошлом".

8.3.5.5 В качествеоцениваемых участков газопровода рассматривают участки, лежащие между КС в зонеответственности одного линейно-производственного управления.

8.3.5.6 Для вероятностибезаварийной эксплуатации, равной 0,95, время безаварийной эксплуатации (числолет) вычисляют по формуле

,                                                                                      (8)

где lу - средняя длина участка, равная 60 км.

8.3.5.7 По истечении времени tком необходимо проводить следующее комплексноедиагностирование технического состояния данного участка МГ.

8.3.5.8 Если расчетное времяпроведения следующего комплексного диагностирования технического состоянияоказывается малым, намечают рекомендации по повышению эксплуатационнойнадежности. С учетом намеченных мероприятий по формуле (7) пересчитывают локальную интенсивность отказов и дляэтого значения lл по формуле (8) уточняют время проведенияследующего обследования газопровода.

9 Техническое диагностирование региональныхгазопроводов и газопроводов-отводов

9.1 Для техническогодиагностирования региональных газопроводов и газопроводов-отводов применяют ВТД,наземные методы обследования, обследования с применением летательных аппаратови другие способы и методы контроля.

9.2 ВТД проводят нарегиональных газопроводах и газопроводах-отводах, оборудованных стационарнымиили временными камерами приема-запуска очистных поршней. На региональныхгазопроводах и газопроводах-отводах, где проведение ВТД невозможно из-законструктивных особенностей или нецелесообразно, для техническогодиагностирования используют: радиолокацию с применением георадара всоответствии с методикой [30],магнитометрию в соответствии с РД102-008-2002 [27],акустическую эмиссию в соответствии с ПБ03-593-03 [29], электрометрию в соответствии с СТОРД Газпром 39-1.10-088, оптические и тепловые методы обнаружения утечекгаза и другие способы и методы контроля.

9.3 Техническоедиагностирование в шурфах региональных газопроводов и газопроводов-отводов,включающее проведение визуально-измерительного и неразрушающего контроля труб,рассматривают в качестве метода обследования, дополняющего ВТД с цельюповышения достоверности оценки технического состояния линейной частирегиональных газопроводов и газопроводов-отводов, а также в качествесамостоятельного вида обследования на региональных газопроводах игазопроводах-отводах, на которых не планируют проведение ВТД.

9.4 Очередность техническогодиагностирования региональных газопроводов и газопроводов-отводов определяют всоответствии с разделом 8.1 по ожидаемой вероятности отказа с учетом ихрегиональной значимости и возможности резервирования транспорта газа.

9.5 Определение техническогосостояния региональных газопроводов и газопроводов-отводов без проведения ВТДпредусматривает выполнение следующих работ:

- проведение техническогодиагностирования с применением магнитометрических, радиолокационных,акустических и других наземных методов обследования;

- определение на основеанализа условий и факторов, способствующих образованию и развитию дефектов,очередности проведения технического диагностирования в шурфах на участкахрегиональных газопроводов и газопроводов-отводов с обнаруженными наземными методамиобследования дефектами;

- обнаружение дефектов вшурфах по результатам технического диагностирования участков региональныхгазопроводов и газопроводов-отводов;

- оценка степени опасности иотбраковка обнаруженных дефектов.

9.6 В первую очередь техническоедиагностирование региональных газопроводов и газопроводов-отводов в шурфахпроводят на потенциально опасных участках с обнаруженными дефектами. Наостальных участках трассы газопроводов, где были обнаружены дефекты,очередность проведения технического диагностирования в шурфах устанавливают наоснове анализа факторов, способствующих образованию и росту дефектов. Длявыявления факторов, способствующих образованию и росту дефектов, проводятанализ проектно-исполнительной документации и полевые обследования газопроводовс целью уточнения оценок факторов, выявленных по документации, и математическуюобработку результатов анализа документации и полевых обследований.

9.7 В качестве факторов,способствующих образованию и росту дефектов на региональных газопроводах игазопроводах-отводах, рассматривают:

- состояние изоляционногопокрытия;

- защищенность средствамиЭХЗ;

- уровень грунтовых вод;

- коррозионную агрессивностьгрунта;

- блуждающие токи;

- тип грунта.

9.8 Для выявленных в процессеанализа проектно-исполнительной документации и полевых обследований факторов,способствующих образованию и росту дефектов, определяют показатели, численнохарактеризующие влияние каждого фактора на техническое состояние газопроводов.

9.9 Показатель kф, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию иросту дефектов, на техническое состояние региональных газопроводов игазопроводов-отводов, определяют с учетом весовых коэффициентов отдельныхпоказателей, количественно характеризующих влияние факторов, способствующихобразованию и росту дефектов, рекомендуемые значения которых приведены втаблице 3.

Таблица 3 - Факторы, способствующиеобразованию и росту дефектов, и рекомендуемые значения весовых коэффициентовпоказателей

Факторы, способствующие образованию и росту дефектов

Весовой коэффициент xi

1 Состояние изоляционного покрытия

x1 = 0,26

2 Защищенность средствами ЭХЗ

x2 = 0,23

3 Уровень грунтовых вод

x3 = 0,20

4 Коррозионная агрессивность грунта

x4 = 0,13

5 Блуждающие токи

x5 = 0,12

6 Тип грунта

x6 = 0,06

 

S = 1

9.10 Процедуруопределения показателя, численно характеризующего состояние изоляционногопокрытия, осуществляют в соответствии с ВРД39-1.10-026-2001 [24].Для этого по результатам электрометрических обследований оценивают состояниеизоляционного покрытия и определяют показатель состояния изоляционного покрытияпо данным таблицы 4.

Таблица 4 - Показатель состоянияизоляционного покрытия

Интегральная величина сопротивления, Ом × м2

Состояние покрытия

Дефектность покрытия

Показатель состояния покрытия G1

> 1 × 104

Отличное

Нет дефектов

0

2,5 × 103 - 1 × 104

Хорошее

Самые мелкие одиночные дефекты

0,1

5 × 102 - 2,5 × 103

Удовлетворительное

Мелкие дефекты в небольшом количестве

0,25

50-500

Плохое

Значительная площадь оголения металла

0,6

5-50

Очень плохое

Покрытие сильно разрушено

0,9

<5

Разрушено

Следы покрытия

1,00

9.11 Определениезначения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с защищенностьюучастков региональных газопроводов и газопроводов-отводов средствами ЭХЗ,проводят по результатам их электрометрического обследования. По результатамобследования показатель защищенности средствами ЭХЗ определяют по таблице 5.Участки газопровода, где разность потенциалов "труба - земля" выходитза пределы, установленные в ГОСТР 51164, имеют значение показателя, равное 1.

Таблица 5 - Значения показателя,характеризующего фактор защищенности средствами ЭХЗ

Защищенность средствами ЭХЗ

Значение показателя

Соответствует требованиям ГОСТ Р 51164

0

Не соответствует требованиям ГОСТ Р 51164

1

9.12 Определениезначения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с уровнемгрунтовых вод, проводят по проектно-изыскательской документации и уточняют при полевомобследовании. Полевое обследование трасс региональных газопроводов игазопроводов-отводов с целью уточнения уровня грунтовых вод проводят всоответствии с методическими рекомендациями [31].По результатам обследования показатель уровня грунтовых вод определяют потаблице 6.

Таблица 6 - Значения показателя,характеризующего фактор уровня грунтовых вод

Сведения об отметке УГВ

Значение показателя G3

Уточненная при полевых обследованиях (проектная) отметка уровня грунтовых вод ниже нижней образующей трубы

0

Уточненная при полевых обследованиях (проектная) отметка уровня грунтовых вод выше нижней образующей трубы

1

9.13 Коррозионнуюагрессивность грунтов на трассах региональных газопроводов игазопроводов-отводов определяют в соответствии с ГОСТ9.602 по значению удельного электрического сопротивления.

Показатель, численнохарактеризующий фактор, связанный с коррозионной агрессивностью грунта,определяют по формуле

где r - удельноеэлектрическое сопротивление грунта.

При r ³ 50показатель, связанный с коррозионной агрессивностью грунта, принимают равнымнулю (G4 = 0).

9.14 Определение значенияпоказателя, численно характеризующего фактор, связанный с наличием на участкегазопровода блуждающих токов, проводят по результатам электрометрическогообследования. В таблице 7 приведены значения показателя, учитывающего фактор,связанный с наличием блуждающих токов.

Таблица 7 - Значения показателя,характеризующего наличие блуждающих токов на участке трассы

Наличие блуждающих токов на анализируемом участке

Значение показателя G5

Не обнаружено зон блуждающих токов

0

Обнаружены зоны знакопеременных блуждающих токов

0,3

Обнаружены анодные зоны блуждающих токов

1

9.15 Определение значенияпоказателя, численно характеризующего фактор, связанный с типом грунта,проводят по проектно-изыскательской документации и уточняют при полевомобследовании. В таблице 8 приведены значения показателя, учитывающего фактор,связанный с типом грунта.

Таблица 8 - Значения показателя, численнохарактеризующего фактор, связанный с типом грунта

Тип грунта

Значение показателя G6

Глина

1

Суглинок

0,7

Супесь, песок

0,3

Гумус, торф

0,1

9.16 Показатель, характеризующийвлияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, на техническоесостояние региональных газопроводов и газопроводов-отводов, рассчитывают позначениям показателей исследованных факторов, способствующих образованию иросту дефектов, с учетом их весовых коэффициентов по формуле

где jф - количество исследованных факторов, способствующих образованию иросту дефектов;

lг - расстояние от узла подключениярегионального газопровода и газопровода-отвода;

xi - весовой коэффициент;

Gi(lг) - значение i-го показателя на расстоянии lг от узла подключения регионального газопровода игазопровода-отвода.

9.17 По значению показателя kфопределяют очередность технического диагностирования в шурфах участковрегиональных газопроводов и газопроводов-отводов с обнаруженными дефектами.

9.18 В первую очередьтехническое диагностирование в шурфах с использованием методов неразрушающегоконтроля проводят на участках региональных газопроводов и газопроводов-отводовс обнаруженными дефектами, где показатель kф, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию иросту дефектов, на техническое состояние региональных газопроводов игазопроводов-отводов имеет наибольшие значения.

9.19 На участках региональныхгазопроводов и газопроводов-отводов, на которых не обнаружены наземнымиметодами обследования дефекты, но показатель kф > 0,53, также проводят техническое диагностирование вшурфах.

9.20 Оценку степени опасностии отбраковку обнаруженных дефектов проводят в соответствии с: ВРД39-1.10-032-2001 [13],ВСН 39-1.10-009-2002 [14],рекомендациями [12,15,17]и инструкцией [32].

10 Регламент формирования и реализации плана проведениядиагностики трубопроводов и газораспределительных станций

10.1 Порядок планирования работ по техническомудиагностированию линейной части магистральных газопроводов

10.1.1 План работ потехническому диагностированию ЛЧ МГ и ГРС формирует Департамент потранспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО"Газпром" с привлечением Специализированной организации ОАО"Газпром", ответственной за централизованную систему сбора, передачи,обработки и хранения данных о технологических объектах добычи, транспорта иподземного хранения газа ЕСГ (ССД "Инфотех") на основе заявок отЭксплуатирующих организаций.

10.1.2 Эксплуатирующиеорганизации определяют объемы работ по техническому диагностированию ЛЧ МГ исоставляют заявку в соответствии с приведенным в приложении Г регламентомформирования плана проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО"Газпром" и учитывают затраты на эти работы в расчете себестоимоститранспорта газа.

10.1.3 В соответствии сприложением Г Эксплуатирующая организация планирует объемы диагностическихработ на МГ с учетом технических условий, регламентов эксплуатации объектов ЛЧМГ, а также информации о природно-климатических условиях, технологическихрежимах эксплуатации, результатах ранее проведенных обследований ЛЧ МГ и другихфакторов.

10.1.4 Департамент потранспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО"Газпром" осуществляет прием заявок на техническое диагностированиеЛЧ МГ и ГРС от Эксплуатирующих организаций.

10.1.5 План проведениядиагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром" утверждает начальникДепартамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО"Газпром".

10.1.6 Эксплуатирующиеорганизации обеспечивают выполнение плана проведения диагностики трубопроводови ГРС с учетом выделенных объемов финансирования.

10.2 Организация работ по реализации планапроведения диагностики трубопроводов и газораспределительных станций

10.2.1 Непосредственнуюдеятельность по техническому диагностированию структурных элементов ЛЧ МГосуществляют диагностические бригады Специализированных организаций иЭксплуатирующие организации. Эксплуатирующие организации могут проводитьтехническое диагностирование структурных элементов ЛЧ МГ собственными силамипри наличии квалифицированных специалистов.

10.2.2 В соответствии спланом проведения диагностики трубопроводов и ГРС, утвержденным Департаментомпо транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО"Газпром" на соответствующий календарный год, и собственными планамидиагностики ЛЧ МГ Эксплуатирующая организация объявляет и проводит конкурс(тендер) на право проведения технического диагностирования ЛЧ МГ.

10.2.3 По итогам конкурсаЭксплуатирующая организация заключает договор со Специализированнойорганизацией на проведение технического диагностирования ЛЧ МГ, осуществляетконтроль за проведением работ и приемку выполненных работ.

10.2.4 Общий контроль завыполнением плана проведения диагностики трубопроводов и ГРС осуществляетДепартамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО"Газпром".

10.2.5 Для подготовки ивыполнения Специализированной организацией договора и составления календарногоплана проведения технического диагностирования Эксплуатирующая организацияпредоставляет ей следующую информацию:

- паспорт МГ;

- схемы ЛЧ МГ с указаниемструктурных элементов технического диагностирования;

- сведения оремонтно-восстановительных работах, состоянии ЭХЗ, условиях эксплуатации ЛЧ МГи результаты технического диагностирования.

10.2.6 Специализированнаяорганизация на основе представленной информации разрабатывает и согласовывает сЭксплуатирующей организацией техническое задание и календарный план проведениятехнического диагностирования ЛЧ МГ.

10.2.7 Договор междуЭксплуатирующей и Специализированной организациями на производство техническогодиагностирования заключают на основе технического задания и календарного плана,в которых определяют объемы, сроки и стоимость работ. В смете затрат учитываютпротяженность обследуемой ЛЧ МГ и сложность проведения диагностирования структурныхэлементов ЛЧ МГ.

10.2.8 После подписаниядоговора на проведение технического диагностирования Специализированнаяорганизация издает приказ о проведении технического диагностирования сназначением ответственного лица и исполнителей работ с указанием их квалификации.

10.2.9 Эксплуатирующаяорганизация проводит анализ готовности ЛЧ МГ к проведению техническогодиагностирования, выполняет необходимые работы по подготовке структурныхэлементов ЛЧ МГ к техническому диагностированию (для ВТД в соответствии с РД51-2-97 [25])и обеспечивает проведение технического диагностирования ЛЧ МГ.

10.2.10 При необходимости сниженияпроизводительности обследуемого МГ сроки проведения работ и порядок изменениятехнологического режима работы газопровода должны быть учтены в комплексномплане-графике, утвержденном ЦПДД ОАО "Газпром" и Департаментом потранспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО"Газпром".

10.2.11 Специализированнаяорганизация выполняет комплекс работ от подготовки средств диагностирования кработе и транспортировки их на объект технического диагностирования до выдачизаключения и результатов анализа технического состояния ЛЧ МГ (структурныхэлементов ЛЧ МГ) Эксплуатирующей организации.

10.2.12 Перед началом работЭксплуатирующая организация передает Специализированной организации следующиедокументы:

- разрешение на производстворабот в охранной зоне ЛЧ МГ;

- акт о готовности ЛЧ МГ кбезопасному проведению работ по техническому диагностированию;

- распоряжение о назначенииответственного представителя Эксплуатирующей организации, отвечающего завыполнение и безопасное проведение работ по техническому диагностированию;

- при необходимостинаряд-допуск на производство газоопасных работ и др.

10.2.13 В случае, когда впроцессе проведения технического диагностирования выясняется невозможностьдальнейшего проведения работ, обусловленная техническим состоянием структурныхэлементов объекта диагностирования, Эксплуатирующая организация разрабатываетподробный план организационно-технических мероприятий по устранению причин,мешающих проведению технического диагностирования. План составляют впроизвольной форме и согласовывают со всеми необходимыми службамиЭксплуатирующей организации.

10.2.14 После выполненияработ по плану организационно-технических мероприятий Эксплуатирующаяорганизация повторно составляет акт готовности ЛЧ МГ к техническому диагностированию,содержащий полный перечень проведенных работ, приведших к каким-либо изменениямв техническом состоянии структурных элементов объекта техническогодиагностирования.

10.2.15 После выполненияработ по техническому диагностированию Эксплуатирующая и Специализированнаяорганизации оформляют и подписывают акт о проведении диагностических работ.

10.3 Анализ и оформление результатов техническогодиагностирования

10.3.1 По результатамтехнического диагностирования Специализированная организация оформляет отчет.

10.3.2 Технический отчетвключает:

- алгоритм диагностирования;

- схему объектадиагностирования с указанием основных параметров (диаметр и толщина стенкитрубопровода, марка стали, тип изоляционного покрытия и др.) объектадиагностирования, года ввода в эксплуатацию, режима работы и др.;

- перечень обнаруженныхдефектов, отклонений от проектных решений, нарушений охранных зон и правилэксплуатации МГ;

- оценку опасности выявленныхдефектов и рекомендации по дальнейшей эксплуатации обследованных структурныхэлементов ЛЧ МГ;

- заключение оцелесообразности проведения дополнительного технического диагностирования;

- рекомендации по срокампроведения ремонта обследованных структурных элементов ЛЧ МГ;

- сроки проведения повторногодиагностирования технического состояния структурных элементов ЛЧ МГ.

10.3.3 Прочностной расчетопасных участков на статическую прочность производят с использованием методик икритериев, принятых в ОАО "Газпром".

10.3.4 Оценку остаточногоресурса структурных элементов ЛЧ МГ проводят в соответствии с РД09-102-95 [33]и методикой [34].

10.3.5 На основанииматериалов технического отчета Специализированная организация оформляетЗаключение о техническом состоянии обследованных структурных элементов ЛЧ МГ иутверждает его в Эксплуатирующей организации.

10.3.6 После проведения ВТДСпециализированная организация выдает Эксплуатирующей организации в видеэкспресс-отчета оперативную информацию о наличии дефектов по мере обработкирезультатов технического диагностирования ЛЧ МГ.

10.3.7Экспресс-отчет включает предварительную информацию о наиболее опасных дефектах,оформленную в виде таблицы, с указанием мест расположения дефектов по формепредставления информации о дефектах в соответствии с приложением Д.

11 Комплексная оценка технического состояниялинейной части магистральных газопроводов

11.1Комплексная оценка состояния ЛЧ МГ представляет собой научно и методическиобоснованное заключение о техническом состоянии, основанное на анализе:

- данныхвсех проведенных обследований;

-проектной и эксплуатационной документации;

-результатов проведенных испытаний и переиспытаний;

-результатов расчетов по определению прочности в соответствии с НД [12-17],остаточного ресурса в соответствии с РД09-102-95 [33] и экспертныхоценок анализа риска эксплуатации в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084,определения качества сварных соединений в соответствии с инструкцией [32].

11.2Систему комплексной оценки состояния ЛЧ МГ в соответствии с рисунком 13используют для обеспечения промышленной безопасности ЛЧ МГ и повышенияэффективности технико-экономических показателей транспорта газа.

Обеспечениепромышленной безопасности ЛЧ МГ достигается путем проведения техническогодиагностирования и ремонтно-восстановительных работ, а повышение эффективноститехнико-экономических показателей транспорта газа обеспечивает техническоеперевооружение и реконструкция ЛЧ МГ, а также замена и восстановление основногои вспомогательного оборудования, осуществляемые на основе прогноза поведения ЛЧМГ, выполняемого по имеющейся диагностической информации.

11.3Оценку технического состояния ЛЧ МГ производят на основе специальноразработанных методик с учетом строительных и технологических условий(указаний), инструкций, проектных решений и других нормативных требований.

Приоценке технического состояния ЛЧ МГ решают следующие задачи:

-проверку на прочность опасных участков ЛЧ МГ в соответствии с НД [12-17];

-оценку качества сварных соединений в соответствии с инструкцией [32];

-экспертную оценку анализа риска эксплуатации в соответствии с СТО РД Газпром39-1.10-084;

-установление динамики развития дефектов труб и защитных покрытий;

Рисунок 13 - Схема обеспечения промышленной безопасности иповышения эффективности технико-экономических показателей транспорта газа

- оценку остаточного ресурсаобъекта контроля в соответствии с РД09-102-95 [33];

- назначение срока повторногодиагностирования технического состояния ЛЧ МГ в соответствии с настоящимстандартом;

- определение динамики развитияусловий взаимодействия трубопроводов с окружающей средой.

11.4 По результатам оценкитехнического состояния ЛЧ МГ делают выводы о необходимости ремонта илиреконструкции, определяют срок, тип и объем ремонтных работ, планируютдиагностические и профилактические работы, разрабатывают предложения пооптимизации режимов эксплуатации, повышению конструктивной надежности ЛЧ МГ, атакже техническому перевооружению и реконструкции ЛЧ МГ в зависимости отзначений уровня риска (вероятности отказа).

12 Организация информационного обеспечения

12.1 Для хранения вэлектронном виде результатов технического диагностирования ЛЧ МГ используютцентрализованную систему сбора, передачи, обработки и хранения данных отехнологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ (ССД"Инфотех").

12.2 Полученные в процессетехнического диагностирования ЛЧ МГ данные Эксплуатирующие организации передаютв Специализированные организации для ввода в систему ССД "Инфотех" вформате представления данных, согласованном с Департаментом по транспортировке,подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром".

12.3 Доступ к информации,хранящейся в системе ССД "Инфотех", Эксплуатирующие,Специализированные и научно-исследовательские организации получают посогласованию с Департаментом по транспортировке, подземному хранению ииспользованию газа ОАО "Газпром".

12.4 Информация, хранящаясяССД "Инфотех" включает:

- паспортные данные объектовЛЧ МГ;

- результаты техническогодиагностирования, измерений и испытаний;

- результаты расчетов,оценок, прогнозов и заключения;

- результаты ремонтных работ;

- статистические данные,полученные в результате обобщения информации по всем структурным элементам ЛЧМГ.

Приложение А
(рекомендуемое)

Способы, виды и методы технического диагностирования линейной частимагистральных газопроводов

А.1 Для оценки техническогосостояния структурных элементов ЛЧ МГ используют различные способы, виды иметоды диагностирования, позволяющие получить наиболее полное представление осостоянии объекта диагностирования. При выборе способа, вида и методадиагностирования учитывают следующие факторы:

- категорию трубопровода;

- срок эксплуатациитрубопровода;

- конструкционные особенноститрубопровода;

- наличие нарушений охранныхзон прохождения трубопровода;

- наличие структурныхэлементов ЛЧ МГ, относящихся к потенциально опасным и особо ответственным исложным для диагностирования.

А.2 Способы диагностированияструктурных элементов ЛЧ МГ классифицируют следующим образом:

- внутритрубная диагностика сиспользованием внутритрубных дефектоскопов и профилемеров,роботов-дефектоскопов и оптико-волоконных средств;

- электрометрическоеобследование с применением специального оборудования и приборов;

- наземные обследования сприменением транспортных средств, пеших обходов, экскавации трубопроводов(шурфование), специальных обследований;

- обследование трубопроводовс применением летательных и космических аппаратов, в том числе спутниковыхсистем;

- обследование подводных переходовс использованием плавательных средств;

- водолазное обследованиеподводных переходов трубопроводов;

- испытание трубопроводов(участков трубопроводов) гидравлическими или пневматическими способамиизменения внутреннего давления;

- лабораторные исследованиясвойств материалов, сварных соединений, изоляционных покрытий и др., которыепроводят на образцах из труб, полученных при отказах, проведении ремонтныхработ, а также в тех случаях, когда это предусмотрено технологией проведениядиагностических работ.

А.3 Для контроля техническогосостояния ЛЧ МГ применяют следующие методы: акустические по ГОСТ 20415,магнитные по ГОСТ 21105, ГОСТ 21104,ГОСТ25225 и ВРД 39-1.011-27-2001 [35],оптические по ГОСТ23479, электромагнитные (вихревых токов) по ГОСТ 24289,внутритрубные по РД 51-2-97 [25],электрометрические по СТОРД Газпром 39-1.10-088, радиографические по ГОСТ7512, тензометрирование, аэрокосмические, геодезические (геодезическоепозиционирование), радиолокационные с применением георадаров и др.

А.4 Акустические методыконтроля включают:

- ультразвуковой контроль по ГОСТ14782 и ГОСТ23667;

- метод акустической эмиссии(пассивный метод) по ГОСТ 27655и ПБ03-593-03 [29];

- ультразвуковуютолщинометрию по ГОСТ28702;

- эхолотирование по РД51-3-96 [22];

- гидролокацию по РД51-3-96 [22].

А.4.1 Ультразвуковой контроль- эхо-импульсный, теневой, зеркально-теневой и эхо-теневой применяют дляобнаружения различных дефектов стенки трубопровода, как поверхностных, так ивнутренних.

А.4.2 Метод акустической эмиссиииспользуют для обследования и мониторинга технического состояния структурныхэлементов ЛЧ МГ. Метод акустической эмиссии в соответствии с ПБ03-593-03 [29] применяют для обнаружения развивающихсяусталостных и стресс-коррозионных трещин, непроваров, смещения кромок,подрезов, расслоений, шлаковых включений, утечек газа и др.

А.4.3 Фононный методприменяют для контроля развивающихся дефектов.

А.4.4 Ультразвуковуютолщинометрию на структурных элементах ЛЧ МГ проводят для определенияфактической толщины стенки трубопровода.

А.4.5 Метод эхолотированияприменяют для определения глубины водоема в русловой части, составления картырельефа дна и выявления интервалов возможного оголения и провиса подводныхтрубопроводов.

А.4.6 Гидролокацию бокового исекторного обзора проводят при обследовании подводных переходов для выявленияинтервалов возможного оголения и провиса трубопроводов в русловой части.

А.4.7 Акустическуютензометрию используют для определения НДС структурных элементов ЛЧ МГ.

А.5 Магнитные методы контроляЛЧ МГ включают следующие разновидности: магнитопорошковый, магнитографический,магнитоферрозондовый, индукционный, магнитной памяти металла и бесконтактнуюмагнитометрическую диагностику.

А.5.1 Магнитопорошковуюдефектоскопию проводят для обнаружения как локальных, так и распределенныхповерхностных и подповерхностных дефектов.

А.5.2 Магнитоферрозондовый,магнитографический и индукционный методы контроля используют для индикациидефектов в намагниченном объекте контроля, включая индикацию дефектов в сварныхшвах.

А.5.3 Метод магнитной памятификсирует магнитные аномалии на объекте контроля. Применение метода магнитнойпамяти металла регламентирует ГОСТР 52005.

А.5.4 Бесконтактнуюмагнитометрическую диагностику проводят для обследования технического состоянияЛЧ МГ с целью выявления наиболее напряженных и предрасположенных к повреждениямзон. Обследование бесконтактным магнитометрическим методом проводят всоответствии с РД102-008-2002 [27].

А.6 Оптический методприменяют для обнаружения поверхностных дефектов различных типов: трещин,механических и коррозионных повреждений, нарушений сплошности защитныхпокрытий, течей.

А.7 Внутритрубнуюдефектоскопию проводят по РД-51-2-97 [25]для обнаружения следующих дефектов: вмятин, гофр, сплющивания, складок металла,овальности, коррозии, эрозии, нарушения сплошности металла трубы и сварныхшвов, усталостных и стресс-коррозионных трещин и др.

А.8 Электрометрический методприменяют для определения состояния изоляционного покрытия: определяетсясопротивление изоляционного покрытия, места нарушения его сплошности, измененияфизико-механических свойств.

А.9 Радиографический методприменяют для НК сварных швов газопроводов, для обнаружения металлургическихдефектов в стенке трубы, дефектов сварки и коррозионных повреждений.

А.10 Для оценки НДС иэксплуатационных параметров газопровода (внутреннего давления и температуры)применяют средства мониторинга НДС участка МГ, такие как интеллектуальныевставки, ультразвуковые системы, струнные датчики и др.

А.11 Результатыгеодезического позиционирования используют для создания цифровых векторных картразличных масштабов вдоль МГ, а также для оценки НДС.

А.12 Аэрокосмические методы всоответствии с рекомендациями [36]используют для получения информации о процессах взаимодействия МГ с окружающейсредой на больших территориях в контрольных точках, а также по всей трассе МГ.Для диагностирования ЛЧ МГ применяют фотографическое, в том числемногозональное, нефотографическое (тепловая инфракрасная, микроволновая,сканерная, телевизионная, лазерная, радиолокационная съемка) и аэровизуальноеобследование.

Информацию, получаемуюаэрокосмическими методами, используют:

- для оценки техническогосостояния МГ по материалам повторных аэрофотосъемок трасс;

- прогнозирования процессовразрушения обвалования и обнажения газопроводов для выработки рекомендаций поремонту;

- оценки степени устойчивостиландшафтов к техногенным воздействиям при строительстве и эксплуатациигазопроводов;

- оценки влияния природнойсреды на состояние МГ;

- создания карт оценкиместности по природно-техническим условиям эксплуатации.

А.13 Для обнаружения натрассе газопровода пустот, грунтовых вод, ледяных линз, подземных водотоков иопределения уровня обводненности и расстояния от верхней образующей трубы додневной поверхности земли используют радиолокацию с применением георадаров.

Приложение Б
(рекомендуемое)

Примерыопределения очередности технического диагностирования элементов линейной части магистральныхгазопроводов

Б.1 Пример определения очередности техническогодиагностирования переходов через автомобильные и железные дороги и подводныепереходы

Изпереходов через автомобильные и железные дороги в соответствии с балльнымиоценками, представленными в таблице Б.1, в первую очередь следует провестиобследование перехода через железную дорогу Москва-Горький на 84 км газопроводаГорький-Череповец, обладающего наибольшим приоритетом.

Таблица Б.1 -Значения балльных оценок для переходов через автомобильные и железные дороги

Переход газопровода Горький - Череповец через железную дорогу Москва-Горький на 84 км газопровода

Название фактора

Балльная оценка

1 Категория перехода - два ж/д полотна

5

2 Наличие населенных пунктов - нет

0

3 Нарушения охранной зоны - нет

0

4 Глубина заложения газопровода - 5,5 и 0,8 м

2

5 Расчистка трассы вблизи перехода - расчищена

0

6 Наличие опознавательных знаков - установлены

0

7 Коррозионная активность грунта - низкая

0

8 Защищенность средствами ЭХЗ - нет защиты футляра

2

9 Наличие КИП - установлены

0

10 Состояние изоляционного покрытия - неудовлетворительное

5

11 Положение трубы в футляре - несоосное, есть вода

3

12 Результаты АЭ контроля - есть активные источники АЭ

3

13 Относительная толщина стенки трубы - 0,98

0

14 Последнее обследование перехода проведено три года назад

3

Суммарная балльная оценка перехода - приоритет

23

 

 

Переход газопровода Горький-Череповец через автомобильную дорогу Нововязники-Сергеево на 95,03 км газопровода

Название фактора

Балльная оценка

1 Категория перехода - 4

2

2 Наличие населенных пунктов - есть

5

3 Нарушения охранной зоны - нет

0

4 Глубина заложения газопровода - 1,4 и 0,6 м

0

5 Расчистка трассы вблизи перехода - расчищена

0

6 Наличие опознавательных знаков - установлены

0

7 Коррозионная активность грунта - низкая

0

8 Защищенность средствами ЭХЗ - нет защиты футляра

2

9 Наличие КИП - установлены

0

10 Состояние изоляционного покрытия - удовлетворительное

0

11 Положение трубы в футляре - несоосное, есть вода и касание футляра

5

12 Результаты АЭ контроля - нет активных источников АЭ

0

13 Относительная толщина стенки трубы - 1,02

0

14 Последнее обследование перехода проведено три года назад

3

Суммарная балльная оценка перехода - приоритет

17

 

 

Переход газопровода Горький - Череповец через автомобильную дорогу Нововязники-Центральный на 95,7 км газопровода

Название фактора

Балльная оценка

1 Категория перехода - 4

2

2 Наличие населенных пунктов - есть

5

3 Нарушения охранной зоны - есть

2

4 Глубина заложения газопровода - 1,5 и 0,6 м

0

5 Расчистка трассы вблизи перехода - расчищена

0

6 Наличие опознавательных знаков - установлены

0

7 Коррозионная активность грунта - средняя

2

8 Защищенность средствами ЭХЗ - нет защиты футляра

2

9 Наличие КИП - установлены

0

10 Состояние изоляционного покрытия - удовлетворительное

0

11 Положение трубы в футляре - соосное, есть вода

2

12 Результаты АЭ контроля - нет активных источников АЭ

0

13 Относительная толщина стенки трубы - 0,95

0

14 Последнее обследование перехода проведено три года назад

3

Суммарная балльная оценка перехода - приоритет

18

Переход газопровода Горький - Череповец через автомобильную дорогу на Ст. Мстера на 115,57 км газопровода

Название фактора

Балльная оценка

1 Категория перехода - 4

2

2 Наличие населенных пунктов - нет

0

3 Нарушения охранной зоны - нет

0

4 Глубина заложения газопровода - 1,4 и 0,6 м

0

5 Расчистка трассы вблизи перехода - расчищена

0

6 Наличие опознавательных знаков - установлены

0

7 Коррозионная активность грунта - низкая

0

8 Защищенность средствами ЭХЗ - труба защищена, футляр отсутствует

2

9 Наличие КИП - установлены

0

10 Состояние изоляционного покрытия - удовлетворительное

0

11 Положение трубы в футляре - футляр отсутствует

5

12 Результаты АЭ контроля - есть активные источники АЭ

3

13 Относительная толщина стенки трубы - 0,74

5

14 Последнее обследование перехода проведено три года назад

3

Суммарная балльная оценка перехода - приоритет

20

Б.2 Пример определения очередности техническогодиагностирования подводных переходов

Из подводных переходов,представленных в таблице Б.2, в соответствии с балльными оценками в первуюочередь следует провести обследование подводного перехода через реку Пелым,обладающего наибольшим приоритетом.

Таблица Б.2 - Значения балльных оценок дляподводных переходов

Переход газопровода Игрим-Серов-Нижний Тагил через р. Сосьва

Название фактора

Балльная оценка

1 Минимальная высота грунта над верхней образующей в русловой части - 0,2 м

4

2 Наличие провисов трубы - нет

0

3 Глубина водоема над минимально заглубленным участком - 2 м

1,8

4 Наличие размывов на береговых урезах - нет

0

5 Наличие предупреждающих знаков - установлены

0

6 Защищенность перехода средствами ЭХЗ - обеспечена

0

7 Наличие КИП - установлены

0

8 Состояние изоляционного покрытия - нет повреждений

0

9 Обследование перехода проведено два года назад

2

Суммарная балльная оценка перехода - приоритет

7,8

 

 

Переход газопровода Игрим-Серов-Нижний Тагил через р. Пелым

Название фактора

Балльная оценка

1 Минимальная высота грунта над верхней образующей в русловой части - не определена из-за низкого уровня тока ЭХЗ и удаленности КИП от уреза

5

2 Наличие провисов трубы - нет

0

3 Глубина водоема над минимально заглубленным участком - 1,5 м

1,85

4 Наличие размывов на береговых урезах - есть

5

5 Наличие предупреждающих знаков - установлены

0

6 Защищенность перехода средствами ЭХЗ - нет

5

7 Наличие КИП - нет

2

8 Состояние изоляционного покрытия - нет повреждений

0

9 Обследование перехода проведено два года назад

2

Суммарная балльная оценка перехода - приоритет

20,85

 

 

Переход газопровода Нижняя Тура - Пермь через р. Тура

1 Минимальная высота грунта над верхней образующей в русловой части - 0,7 м

1,5

2 Наличие провисов трубы - нет

0

3 Глубина водоема над минимально заглубленным участком - 1,5 м

1,85

4 Наличие размывов на береговых урезах - нет

0

5 Наличие предупреждающих знаков - установлены

0

6 Защищенность перехода средствами ЭХЗ - обеспечена

0

7 Наличие КИП - есть

0

8 Состояние изоляционного покрытия - есть повреждения

5

9 Обследование перехода проведено два года назад

2

Суммарная балльная оценка перехода - приоритет

10,35

Б.3 Примеры расчета параметров распределениястресс-коррозионных и коррозионных дефектов и времени проведения очереднойвнутритрубной инспекции

В таблице Б.3 приведены числаКРН дефектов m0,2 и m0,3, обнаруженных при ВТД 2000 г. на участке газопроводаПунга-Ухта-Грязовец-4, и рассчитанные при этих значениях по выражениям 1 и 2раздела 8.3параметры распределения глубины дефектов n и g.

Таблица Б.3 - Расчет параметровраспределения стресс-коррозионных дефектов

Участок газопровода

Год ввода в эксплуатацию

Год проведения ВТД

m0,2

m0,3

g

n

Пунга-Ухта-Грязовец-4 (1,3-206 км)

1980

2000

216

50

0,068

4031

В таблице Б.4приведены числа коррозионных дефектов m0,2 и m0,3,обнаруженных при ВТД 2001, 2004 гг. на участке газопровода Ямбург-Елец-2(2533-2644 км), и рассчитанные при этих значениях по выражениям 3 и 4 раздела 8.3параметры распределения глубины дефектов п и g, а также темп нарастания параметрараспределения по данным этих втд -

Таблица Б.4 - Расчет параметровраспределения коррозионных дефектов

Участок газопровода

Год ввода в эксплуатацию

Год проведения

втд

m0,15

m0,3

g

n

МГ Ямбург-Елец-2 (2533-2644 км)

1986

2001

137

16

0,0698

-

2004

243

43

0,0866

1374

По методике,описанной в разделе 8.3,и результатам статистической обработки данных ВТД, приведенных выше, быливыполнены расчеты времени проведения следующих ВТД для участка газопроводаПунга-Ухта-Грязовец-4 (1,3-205 км), где внутритрубная диагностика проводиласьтри раза - в 2000, 2003 и 2004 гг. Результаты расчетов приведены в таблице Б.5.

Таблица Б.5 - Расчеты интервалов временидо проведения следующих ВТД

Годы проведения ВТД

Параметр распределения

m0,2

Vg

Интервал времени до проведения

следующей ВТД

2000

g1 = 0,068

216

0,0034

3,4

2003

g2 = 0,083

52

0,005

1,8

2004

g3 = 0,0831

1

0,0038

2,6

Расчетыпоказывают, что вторую ВТД на участке МГ Пунга-Ухта-Грязовец-4 (1,3-205 км)надо было проводить в 2003 г. (что и было сделано). После ее проведения было обнаружено52 новых дефекта, из них восемь дефектов имели относительную глубину более 0,3.По расчетам, третью ВТД на этом участке следовало проводить через 1,8 года,т.е. в 2005 г. В действительности третья ВТД была проведена в 2004 г. и былобнаружен только один КРН дефект с глубиной более 20 %. Следующую, четвертуюдиагностику с целью обнаружения КРН дефектов на этом участке следует проводитьчерез 2,6 года.

По методике, описанной вразделе 8.3,и результатам расчета параметров распределения коррозионных дефектов по даннымВТД за 2001 и 2004 гг., приведенным выше, были проведены расчеты временипроведения повторной ВТД (после 2004 г.) для участка МГ Ямбург-Елец-2(2533-2644 км). В расчетах варьировалось число труб, отремонтированных поитогам ВТД 2004 г. - . Предполагалось, что при ремонте устраняются наиболееглубокие коррозионные дефекты. Результаты расчетов приведены на рисунке Б.1.

Расчеты показывают, что послеустранения 27-40 наиболее опасных коррозионных дефектов следующую ВТД на данномучастке следует проводить через 3-5 лет.

Рисунок Б.1 -Зависимость интервала времени до проведения следующей ВТД от объемов ремонтныхработ, проведенных по итогам предыдущей ВТД на МГ Ямбург-Елец-2 (2533-2644 км)

Приложение В
(рекомендуемое)

Информация,необходимая для экспертной оценки интенсивности отказов на линейном участкемагистрального газопровода

Паспортные данные участка

Год ввода в эксплуатацию, год последнего испытания, информация о проведенных ремонтах, замене оборудования и реконструкции МГ

 

Диаметр, минимальная толщина стенки, протяженность участка

 

Проектное, разрешенное или испытательное давление, среднее рабочее давление за последний год эксплуатации

 

Завод - изготовитель труб и марка стали

 

Тип изоляционного покрытия и условия его нанесения

 

Внешние воздействия

Минимальная глубина заложения МГ, м, протяженность отрытых участков, м

 

Плотность населения чел/км2

 

Число пересечений с вневедомственными коммуникациями

 

Число пересечений с дорогами

 

Строгая система согласования проведения работ в охранной зоне между сторонними организациями и ЛПУ: имеет место, отсутствует

 

Материалы (карты) о фактическом расположении МГ и его отводов у районной администрации и предприятий-землепользователей: имеются, отсутствуют

 

Разъяснительная работа среди населения и персонала строительных и т.п. предприятий в охранной зоне: не проводится, проводится от случая к случаю, проводится регулярно

 

Наличие и материал ограждения наземного оборудования: ограждение отсутствует, деревянный забор или ограждение из арматуры, прочное ограждение с бетонными опорными столбами

 

Наличие между авто- или железной дорогой и наземным оборудованием дополнительного барьера

 

Степень расчистки полосы: полоса расчищена безукоризненно, возможен обзор трассы с земли и воздуха, имеют место поросшие зеленью участки, трасса полностью заросла

 

Закрепление трассы знаками: установлены все знаки в соответствии с ПТЭ, установлены все знаки, но ряд из них плохо просматривается, не все знаки установлены, требуется установка знаков у автомобильных и железных дорог и водных переходов, отсутствие значительной (>30 %) части знаков, полное отсутствие знаков закрепления трассы

 

Частота обходов и облетов трассы

 

Освоение зоны безопасных расстояний: не имеет места, имеет место и где

 

Несанкционированные работы в охранной зоне: не было, имели место и где

 

Данные предыдущих обследований

Изменение удельного сопротивления грунта по трассе [Ом×м]

 

Кислотность почвы по трассе pH

 

Деятельность микроорганизмов: нет, есть

 

Температура перекачиваемого газа

 

Протяженность металлических вневедомственных коммуникаций в охранной зоне МГ, %

 

Протяженность линий вневедомственных электропередач в охранной зоне МГ, %

 

Наличие защиты от блуждающих токов: есть, нет

 

Процент дефектной изоляции с переходным сопротивлением менее 1000 Ом×м2

 

Качество и периодичность контроля состояния покрытия: полный контроль состояния изоляции не реже одного раза в год, полный контроль состояния изоляции не реже 1 раза в 1,5-2 года или только интегральная оценка не реже 1 раза в год, нерегулярный (реже 1 раза в два года) контроль, редкий контроль с недостаточным приборным оснащением

 

Защищенность средствами ЭХЗ по дистанции и по времени, %

 

Число лет эксплуатации без средств ЭХЗ после ввода в эксплуатацию (если имела место)

 

Периодичность обслуживания средств ЭХЗ: по ПТЭ, с нарушениями

 

Расстояние между КИК и их комплектность

 

Число лет после последнего комплексного диагностирования

 

Данные контрольных шурфовок, характер и размеры обнаруженных дефектов

 

Природные факторы и воздействия

Вероятность перемещения грунта: высокая - перемещение грунта является обычным явлением (МГ III-IV категорий просадочности); средняя - топография и тип грунта не исключают возможности перемещения грунта (МГ II категории просадочности); низкая - перемещение грунта наблюдаются редко (МГ I категории просадочности); нулевая - никаких признаков перемещения грунта нет

 

Несущая способность грунта. Торфяники сильно и слабо разложившиеся (низкая несущая способность). Пески пылевые мерзлые и пылевые с включением гальки, гравия и валунов; супеси пластичные, мерзлые, мало- и сильнольдистые; мягкопластичные глины и суглинки (низкая несущая способность);

Суглинки полутвердые тугопластичные, мерзлые - малольдистые и льдистые, с включением гальки и гравия; полутвердые тугопластичные глины; мелкие плотные влажные и водонасыщенные пески (средняя несущая способность); глины твердые, мерзлые малольдистые и льдистые; глинистые сланцы с кварцевыми жилами; твердые суглинки и супеси; гравелистые крупные влажные и водонасыщенные пески (нормальная несущая способность)

 

Наличие или отсутствие на участке наземных узлов со сложной обвязкой и арматурой, способ их установки (фундамент)

 

Меры по ослаблению напряжений и повышению устойчивости МГ: имели место или не требуются; не имели место или неадекватны

 

Мероприятия по изменению свойств грунта: проводятся или не требуются, не проводятся или неадекватны

 

Охлаждение газа для предотвращения растепления МГ: осуществляется, не осуществляется, не требуется

 

Мониторинг деформации грунта и перемещений газопровода: не требуется, проводится постоянно с помощью специальных систем, проводится визуально по реперам, не проводится или проводится редко

 

Отказы и инциденты

Число зафиксированных на участке утечек

 

Число зафиксированных на участке отказов с указанием причин (акты)

 

Приложение Г
(обязательное)

Таблица Г.1 - Регламент формирования планапроведения диагностики трубопроводов и газораспределительных станций

Этап

Нормативная документация или входящая информация

Исходящие документы

Сроки исполнения

Ответственные департаменты

Департаменты управления и организации-(со) исполнители

1 Разработка плана проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром"

 

 

I-III кварталы

Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа

 

1.1 Формирование заявок в план проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром"

 

Заявки Эксплуатирующих организаций в план проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром"

I-II кварталы

 

Управление по транспортировке газа и газового конденсата; Эксплуатирующие организации; Специализированные организации

1.1.1 Внутритрубная дефектоскопия

РД 51-2-97 [25]. Настоящий стандарт

 

 

 

 

1.1.2 Наземное диагностирование газопроводов, не оборудованных для ВТД

 

 

 

 

 

1.1.2.1 Диагностирование газопроводов и продление ресурса

СТО Газпром 2-3.5-045

 

 

 

 

1.1.2.2 Диагностирование газопроводов в протяженных шурфах

ВРД 39-1.10-023 [26]

 

 

 

 

1.1.2.3 Диагностирование переходов под авто- и железными дорогами

Инструкция [23] Настоящий стандарт

 

 

 

 

1.1.2.4 Диагностирование газопроводов-отводов

Настоящий стандарт

 

 

 

 

1.1.2.5 Геодезическое позиционирование

Требования [37]

 

 

 

 

1.1.2.6 Наземное диагностирование

Настоящий стандарт

 

 

 

 

1.1.2.7 Мероприятия по повышению устойчивости ЕСГ к системным авариям

Комплекс мероприятий [38]

 

 

 

 

1.1.2.8 Диагностирование пересечений газопроводов и крановых узлов

Указания [21] и Методика [39]

 

 

 

 

1.1.2.9 Вертолетное обследование газопроводов

ВРД 39-1.10-006-2000* [10]

 

 

 

 

1.1.2.10 Обследование воздушных переходов

ВСН 39-1.10-003 [40], ВРД 39-1.10-016 [41]

 

 

 

 

1.1.3 Диагностика подводных переходов

РД 51-3-96 [22] Настоящий стандарт

 

 

 

 

1.1.4 Диагностирование ГРС

СТО Газпром РД 1.10-098

 

 

 

 

1.1.5 Электро-метрические обследования

СТО РД Газпром 39-1.10-088

 

 

 

 

1.2 Составление плана диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром"

Заявки Эксплуатирующих организаций в план проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром"

Проект плана проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром"

III квартал

Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа

Финансово-экономический департамент, Центральный производственно -диспетчерский департамент

2 Утверждение плана проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром"

Проект плана проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром"

План проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром"

IV квартал

Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа

 

Приложение Д
(обязательное)

Форма актаи ведомости, составляемых по результатам диагностирования структурных элементовлинейной части магистральных газопроводов

Акт

 

Дата проведения диагностирования:

"___"_________ 200 г.

 

В процессе обследования выявлены:

коррозионные дефекты ___________шт.;

вмятины ____________шт.;

трещины ___________шт.;

дефекты в сварном шве - _______ шт.; в том числе смещение кромок - __________ шт.;

другое - __________ шт.

Ведомость размеров и координат расположения дефектов

№ дефекта и его тип

Расстояние от сварного шва, м

Угловая координата, ч

Длина дефекта (вдоль оси трубы), мм

Ширина дефекта (в окружном направлении), мм

Глубина дефекта (мах), мм

Толщина стенки трубы в зоне дефекта, мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Контроль проводился с использованием:

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

перечень используемого оборудования

Дефектоскопист:                                                                                               _________________

вид и номер квалификационного удостоверения                                                               подпись

 

Библиография

[1]Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ"О промышленной безопасности опасных производственных объектов"

[2] Правила организациии осуществления производственного контроля за соблюдением требованийпромышленной безопасности на опасном производственном объекте (утв.Постановлением Правительства Российской Федерации от 10.03.99 № 263)

[3] Положениео порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств,оборудования и сооружений на опасных производственных объектах (утв.Постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.2002 № 43)

[4] ПравилаГосгортехнадзора России ПБ03-440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля

[5] ПравилаГосгортехнадзора России ПБ03-372-00 Правила аттестации и основные требования к лабораториямнеразрушающего контроля

[6] ПравилаГосгортехнадзора России ПБ 08-624-03Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

[7] Положениео порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасныхпроизводств топливно-энергетического комплекса (утв. ГГК "Газпром"25.06.92, согл. с Госгортехнадзором России 25.12.92)

[8] Федеральныйзакон от 8 августа 2001 г. № 128-ФЗ "Олицензировании отдельных видов деятельности"

[9] Правилабезопасности при эксплуатации магистральных газопроводов (утв. министромгазовой промышленности 16.03.84)

[10]Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД39-1.10-006-2000* Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов

[11]Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.05.06-85* Магистральныетрубопроводы

[12]Рекомендации по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых магистральныхгазопроводов и трубопроводов КС. - ООО "ВНИИГАЗ", 2006

[13]Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД39-1.10-032-2001 Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектовпо степени их опасности

[14]Ведомственные строительные нормы ВСН 39-1.10-009-2002 Инструкция по отбраковкеи ремонту труб линейной части магистральных газопроводов

[15]Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типаовализации. - ООО "ВНИИГАЗ", 1996

[16]Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в непроектномположении, ВНИИГАЗ. - 1986

[17]Рекомендации ООО "ВНИИГАЗ" Рекомендации по оценке работоспособностидефектных участков газопроводов

[18]Регламент сбора, передачи, обработки и хранения данных о технологическихобъектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ (ССД"Инфотех") (утв. Распоряжением ОАО "Газпром" от 15.11.2004г. № 327)

[19] Правилаприменения технических устройств на опасных производственных объектах (утв.Постановлением Правительства Российской Федерации от 25.12.98 № 1540)

[20]Методические рекомендации по натурным измерениям напряженного состояниямагистральных газопроводов. - ВНИИГАЗ, 1985

[21]Методические указания для проведения комплексной инспекции обследованийзапорно-регулирующей арматуры и камер запуска и приема на объектах ОАО"Газпром" (утв. заместителем начальника Департамента потранспортировке, подземному хранению и использованию газа, 2001 г.)

[22]Руководящий документ ОАО "Газпром" РД51-3-96 Регламент по техническому обслуживанию подводных переходовмагистральных газопроводов через водные преграды

[23]Инструкция по проведению диагностического обследования подземных переходовтрубопроводов технологической системы ОАО "Газпром" через железные иавтомобильные дороги. - ДОАО "Оргэнергогаз", 2003

[24]Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД39-1.10-026-2001 Методика оценки фактического положения состояния подземныхтрубопроводов

[25] Руководящийдокумент ОАО "Газпром" РД 51-2-97 Инструкция по внутритрубнойинспекции трубопроводных систем

[26]Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-023-2001Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах

[27]Руководящий документ Минэнерго России РД102-008-2002 Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводовбесконтактным магнитометрическим методом

[28]Инструкция по определению фактического напряженно-деформированного состояния поданным геодезической съемки участков газопроводов, расположенных на территорияхс опасными геодинамическими процессами, и оценке их работоспособности. - ООО"ВНИИГАЗ", 2003

[29] ПравилаГосгортехнадзора России ПБ03-593-03 Правилаорганизации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов,котлов и технологических трубопроводов

[30]Временная методика комплексного диагностического обследования отводов МП - ЗАО"НПЦ Молния", 2005

[31]Методические рекомендации по контролю за мелиоративным состоянием орошаемыхземель. - М.: ВНИИГИМ, 1978

[32]Временная инструкция по оценке качества кольцевых сварных соединенийгазопроводов, находящихся в эксплуатации. - ООО "ВНИИГАЗ", 2006

[33]Руководящий документ Госгортехнадзора России РД09-102-95 Методические указания по определению остаточного ресурсапотенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России

[34] Методикао порядке продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводовОАО "Газпром". - ООО "ВНИИГАЗ", 2005

[35]Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.011-27-2001Инструкция по магнитному контролю линейной части магистральныхгазонефтепродуктопроводов

[36]Методические рекомендации по применению аэрокосмических методов для диагностикитрубопроводных технических систем и мониторинга окружающей среды. - ГАНГ им.И.М. Губкина, 1995

[37]Позиционирование геодезическое магистральных газопроводов. Основныеорганизационно-методические требования. - ООО "Нефтегазгеодезия",2004

[38]Комплексные мероприятия по повышению устойчивости ЕСГ к системным авариям (утв.заместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" 14.05.2004 г.)

[39] Методикапроведения работ по техническому диагностированию перемычек между ниткамигазопроводов и пересечений с другими трубопроводами. - ЗАО"Промгазинжиниринг", 2007

[40]Временные строительные нормы ВСН39-1.10-003-2000Положение по техническому обследованию и контролю за состоянием надземныхпереходов магистральных газопроводов

[41]Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД39-1.10-016-2000 Методикаоценки работоспособности балочных переходов магистральных газопроводов черезмалые реки, ручьи и другие препятствия

 

Ключевые слова: линейная часть магистральныхгазопроводов, объект технического диагностирования, прогноз техническогосостояния, определение времени проведения диагностирования

 

3 285
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки