СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА ИЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО "ГАЗПРОМ"

ПОЛОЖЕНИЕ О ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКЕ
ТРУБОПРОВОДОВ КС И ДКС ОАО "ГАЗПРОМ"

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

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

Дочернее открытое акционерное общество "Оргэнергогаз"

Закрытое акционерное общество "Диаконт"

Общество с ограниченной ответственностью
"Информационно-рекламный центр газовой промышленности"

Москва 2006

Предисловие

Содержание

Введение

Настоящий стандарт разработан врамках 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" А.Б.Миллером (от 15.04.2002 г. АМ-2121): п. 6.4 "Создание новогогазотранспортного оборудования. Научно-техническое и методическое обеспечениеэксплуатации и технического обслуживания магистральных газопроводов икомпрессорных станций". Стандарт предназначен для Эксплуатирующихорганизаций ОАО "Газпром", а также Специализированных организаций,занимающихся техническим диагностированием объектов ОАО "Газпром" сприменением внутритрубных дефектоскопов.

Стандарт обязателен дляиспользования при планировании и выполнении диагностических работ натрубопроводах компрессорных станций и дожимных компрессорных станций.

СТО Газпром 2-2.3-066-2006разработан коллективом авторов: В.В. Салюковым, А.В. Хороших, В.В.Харионовским, В.И. Городниченко, В.Е. Грязиным, М.В. Чубуновым, М.А. Широковым,В.А. Алкаевой, Т.С. Есиевым, В.Д. Шапиро, Д.С. Бутусовым, В.А. Якубовичем, И.Г.Андреасяном, И.А. Имаметдиновым, М.Е. Федосовским, А.А. Никитиным, А.В.Сорокиным, Г.П. Фоминым, А.В. Василевичем.

СТО Газпром 2-2.3-066-2006

ПОЛОЖЕНИЕ О ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКЕ
ТРУБОПРОВОДОВ КС И ДКС ОАО "ГАЗПРОМ"

1 Область применения

1.1 Настоящий стандартраспространяется на трубопроводы технологического газа компрессорных станций идожимных компрессорных станций ОАО "Газпром", указанные в СНиП 2.05.06-85* [1].

1.2 Стандарт устанавливаеттребования к технологическому процессу внутритрубной диагностики техническогосостояния, а также к организации проведения работ при внутритрубном техническомдиагностировании трубопроводов технологического газа компрессорных станций идожимных компрессорных станций и требования техники безопасности.

1.3 Стандарт распространяется наЭксплуатирующие организации ОАО "Газпром", а также Специализированныеорганизации, занимающиеся техническим диагностированием магистральныхгазопроводов, определяет взаимоотношения и обязанности сторон, участвующих втехническом диагностировании трубопроводов технологического газа компрессорныхстанций и дожимных компрессорных станций.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандартеиспользованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

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

ГОСТ 18353-79Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов

ГОСТ23479-79 Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования

ГОСТ23829-85 Контроль неразрушающий акустический. Термины и определения

ГОСТ 24450-80Контроль неразрушающий магнитный. Термины и определения

ГОСТ 24521-80Контроль неразрушающий оптический. Термины и определения

ГОСТ28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общиетехнические требования

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

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

Примечание - Припользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочныхстандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайтенационального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет илипо ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальныестандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, ипо соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям,опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), топри пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным(измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, тоположение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающейэту ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандартеприменены термины в соответствии с ГОСТ27.002, а также следующиетермины с соответствующими определениями:

3.1.1 эксплуатирующаяорганизация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию газовых объектовОАО "Газпром".

3.1.2 специализированнаяорганизация: Организация, прошедшая проверку и отбор на соответствиетребованиям, установленным в ОАО "Газпром" для проведениявнутритрубной диагностики на компрессорных станциях и дожимных компрессорныхстанциях.

3.1.3 техническое состояниеобъекта: Состояние, которое характеризуется в определенный момент временипри определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленныхтехнической документацией на объект.

3.1.4 контроль техническогосостояния: Проверка соответствия значений параметров объекта требованиямтехнической документации и определение на этой основе одного из заданных видовтехнического состояния в данный момент времени.

3.1.5 техническое диагностирование(диагностирование): Процесс определения технического состояния объектатехнического диагностирования с определенной точностью. Результатомдиагностирования является заключение о техническом состоянии объектатехнического диагностирования с указанием, при необходимости, места, вида ипричины дефекта (дефектов).

3.1.6 система внутритрубнойдиагностики трубопроводов технологического газа компрессорных станций идожимных компрессорных станций: Совокупность средств, объектов иисполнителей, необходимых для проведения технического диагностированиятрубопроводов технологического газа компрессорных станций и дожимныхкомпрессорных станций ОАО " Газпром" в соответствии с настоящимстандартом.

3.1.7 авария: Разрушениесооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасномпроизводственном объекте, неконтролируемые взрывы и (или) выброс опасныхвеществ.

3.1.8 инцидент: Отказ илиповреждение технических устройств, применяемых на опасном производственномобъекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положенийФедерального закона "Опромышленной безопасности опасных производственных объектов" [2],других федеральных законов и иных нормативных правовых актов РоссийскойФедерации, а также нормативных документов, устанавливающих правила веденияработ на опасном производственном объекте.

3.1.9 внутритрубнаядиагностика: Техническое диагностирование с использованием внутритрубныхдефектоскопов.

3.1.10 объект техническогодиагностирования: Изделие и (или) его составные части, техническоесостояние которых подлежит определению.

3.1.11 диагностическаябригада: Группа специалистов по техническому диагностированию.

3.1.12 специалист потехническому диагностированию: Технический специалист Специализированнойорганизации, имеющий необходимые полномочия, квалификацию и средства длявыполнения работ по техническому диагностированию, в том числе с применениемвнутритрубных дефектоскопов.

3.1.13 остаточный ресурс: Календарнаяпродолжительность эксплуатации (наработка) газопроводов технологического газакомпрессорных станций и дожимных компрессорных станций от момента контроля ихтехнического состояния до перехода в предельное состояние.

3.2 В настоящем стандартеприменены следующие сокращения:

АВО - аппарат воздушногоохлаждения;

ВТД - внутритрубная диагностика;

ГПА - газоперекачивающийагрегат;

ДКС - дожимная компрессорнаястанция;

ДООКС - диагностическоеобслуживание оборудования и трубопроводов технологического газа компрессорныхстанций ОАО "Газпром";

ЕСГ - единая системагазоснабжения;

КС - компрессорная станция;

НД - нормативный документ;

НДС - напряженно-деформированноесостояние;

НК - неразрушающий контроль;

ССД - система сбора данных;

ТДК - телеуправляемыйдиагностический комплекс;

ФЗ - Федеральный закон;

ЦПДД - ЦентральныйПроизводственно-диспетчерский департамент.

4 Общие положения

4.1 Стандарт разработан всоответствии с ФЗ "О промышленнойбезопасности опасных производственных объектов" [2],требованиями НД Федеральной службы по экологическому, технологическому иатомному надзору и учитывает основополагающие принципы диагностики, отраженныев Положении по организации и проведению комплексного диагностирования линейнойчасти магистральных газопроводов ЕСГ [3],Положении о порядке диагностирования технологического оборудованиявзрывоопасных производств топливно-энергетического комплекса [4]и РД 51-2-97 [5].

4.2 Стандарт определяет системуВТД и оценки технического состояния объектов технического диагностирования -трубопроводов технологического газа КС и ДКС. Оценка технического состояниятрубопроводов технологического газа КС и ДКС решается на основе анализарезультатов комплексного технического диагностирования неразрушающимакустическим методом по ГОСТ 23829,неразрушающим оптическим методом по ГОСТ 24521,неразрушающим магнитным методом по ГОСТ 24450с последующей оценкой остаточного ресурса и прогнозированием динамики ихтехнического состояния.

4.3 ВТД технического состояниятрубопроводов технологического газа КС и ДКС включает:

- измерение толщины стенок труби фасонных изделий, в том числе определение разнотолщинности кромок труб;

- определение геометрическихпараметров (профиль, овальность, сужения, углы поворота);

- обнаружение на внутренних инаружных поверхностях труб, включая сварные швы, и внутри стенок труб нарушенийсплошности металла (прожог, расслоение, неметаллическое включение, раковина,усталостные и стресс-коррозионные трещины, коррозионная язва, задир,волосовина, царапина, плена, рванина, непровар), а также вмятин, гофр, смещенийкромок и прочее и измерение их геометрических размеров, включая глубину.

4.4 При оценке техническогосостояния трубопроводов технологического газа КС и ДКС решаются следующиезадачи:

- определение степени опасностидефектов;

- установление динамики развитиядефектов труб и защитных покрытий;

- оценка остаточного ресурсаобъектов технического диагностирования;

- назначение срока повторногодиагностирования трубопроводов технологического газа КС и ДКС.

4.5 Внутритрубная диагностика трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС является одной из составных частей программыДООКС ОАО "Газпром" и, как правило, дополняется другими методамитехнического диагностирования и контроля технического состояния в соответствиис Положением о диагностическом обслуживании оборудования и трубопроводовтехнологического газа КС ОАО "Газпром" [6].

5 Цели системы внутритрубной диагностикитрубопроводов технологического газа компрессорных станций и дожимныхкомпрессорных станций

5.1 Целью системы ВТД трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС является:

- предупреждение аварий иинцидентов на трубопроводах технологического газа КС и ДКС ОАО"Газпром";

- планирование ремонтатрубопроводов технологического газа КС и ДКС и управление его проведением пофактическому техническому состоянию объектов технического диагностирования;

- обоснование решения овозможности и условиях дальнейшей эксплуатации (допустимых режимах работы,требуемом дополнительном контроле параметров, профилактических испытаний и др.)трубопроводов технологического газа КС и ДКС;

- выработка рекомендаций пообеспечению эффективности и надежности работы трубопроводов технологическогогаза КС и ДКС (оптимальные режимы, сроки проведения техническогодиагностирования и вывода в ремонт);

- прогнозирование техническогосостояния трубопроводов технологического газа КС и ДКС.

5.2 Для достижения указанныхцелей необходимо обеспечить:

- контроль техническогосостояния трубопроводов технологического газа КС и ДКС;

- систематизацию и обобщениеинформации, получаемой в ходе ВТД, а также информации, полученной сиспользованием других методов инспекции (в том числе в процессе ранеевыполненного технического диагностирования), с целью ее учета припрогнозировании технического состояния трубопроводов технологического газа КС иДКС;

- унификацию и внедрениеинформационного, методического и метрологического обеспечения системы ВТД на КСи ДКС ОАО "Газпром";

- минимизацию времени и затратна восстановление работоспособности и технического состояния трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС;

- поддержание эффективностиэксплуатации трубопроводов технологического газа КС и ДКС.

5.3 Сопоставимость полученныхрезультатов при решении указанных задач достигается единообразием методик ВТД иметодик НК, применяемых для контроля технического состояния трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС.

6 Организационная структура проведения работ повнутритрубной диагностике трубопроводов технологического газа компрессорныхстанций и дожимных компрессорных станций

6.1 Организационная структураВТД трубопроводов технологического газа КС и ДКС, представленная на рисунке 1,базируется на централизованной системе управления.

Рисунок 1 - Организационная структура системы ВТД трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС

Организационная структуравключает структурные подразделения ОАО "Газпром", в том числеУправление по транспортировке газа и газового конденсата Департамента потранспортировке, подземному хранению и использованию газа и Управление подобыче газа и газового конденсата (нефти) Департамента по добыче газа, газовогоконденсата, нефти, Эксплуатирующие организации, ООО "Газнадзор", ДОАО"Оргэнергогаз", Специализированные организации,научно-исследовательский институт ООО "ВНИИГАЗ".

6.2 В задачу структурныхподразделений ОАО "Газпром" входит:

- формирование стратегииобеспечения эксплуатационной надежности трубопроводов технологического газа КСи ДКС;

- организационно-техническоеобеспечение системы технического диагностирования трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС;

- прием и анализ заявок напроведение ВТД и составление годового плана работ по ВТД;

- анализ и обобщение информациипо результатам ВТД;

- контроль за выполнением планаработ по ВТД;

- организация системы подготовкикадров.

6.3 В задачу ООО"ВНИИГАЗ" входит:

- научное обеспечениетехнического диагностирования;

- разработка нормативнойдокументации ОАО "Газпром" по обеспечению эксплуатационной надежноститрубопроводов технологического газа КС и ДКС.

6.4 В задачу ДОАО"Оргэнергогаз" входит:

- подготовка нормативно-техническойбазы для проведения ВТД;

- проведение техническогодиагностирования внутритрубными средствами контроля;

- разработка и ведениецентрализованной системы сбора, передачи, обработки и хранения данных отехнологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ (ССД"Инфотех");

- анализ результатовтехнического диагностирования, методическое и техническое обеспечение процессаподготовки и аттестации кадров в области ВТД.

6.5 В задачу Специализированныхорганизаций входит:

- проведение техническогодиагностирования внутритрубными средствами контроля;

- выдача заключений отехническом состоянии трубопроводов технологического газа КС и ДКС, а такжерекомендаций об условиях дальнейшей эксплуатации объектов техническогодиагностирования.

6.6 В задачу Эксплуатирующихорганизаций входит:

- формирование заявок напроведение ВТД трубопроводов технологического газа КС и ДКС, подготовкатрубопроводов технологического газа КС и ДКС к техническому диагностированию;

- обеспечение безопасного проведенияработ по ВТД, оперативный контроль за выполнением работ по ВТД;

- проведениеремонтно-восстановительных работ, сбор и передача информации о результатахремонта и др. в ССД "Инфотех" (ДОАО "Оргэнергогаз").

6.7 Контроль качества работ поВТД трубопроводов технологического газа КС и ДКС в соответствии с СТОГазпром 2-3.5-032осуществляет ООО "Газнадзор".

7 Планирование и порядок проведения работ потехническому диагностированию трубопроводов технологического газа компрессорныхстанций и дожимных компрессорных станций

7.1 Эксплуатирующие организациисовместно с Управлением по транспортировке газа и газового конденсатаДепартамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО"Газпром" при необходимости планируют объемы работ по ВТД и учитываютзатраты на эти работы в расчете себестоимости транспорта газа, представляя приэтом в Финансово-экономический департамент ОАО "Газпром" сведения опотребности в средствах на эти цели.

7.2 В соответствии с Планомпроведения внутритрубной диагностики трубопроводов технологического газа КС иДКС, утвержденным Департаментом по транспортировке, подземному хранению ииспользованию газа ОАО "Газпром" на соответствующий календарный год.Эксплуатирующая организация заключает договор со Специализированнойорганизацией на проведение ВТД, осуществляет контроль за проведением ВТД иприемку выполненных работ.

7.3 Для подготовки и выполненияСпециализированной организацией договора и составления плана-графика проведенияВТД Эксплуатирующая организация предоставляет ей следующую информацию:

- схемы КС и Д КС с указаниемобъектов технического диагностирования и общего объема работ, которыепредоставляются в электронном и (или) печатном виде;

- опросный лист для проведенияВТД, подписанный главным инженером Эксплуатирующей организации и составленныйпо форме в соответствии с приложением А,в котором на основании проектной, исполнительной и эксплуатационнойдокументации приводят перечень сведений об участках трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС;

- сведения о ремонтах,диагностике, состоянии средств электрохимической защиты и условиях эксплуатациитрубопроводов технологического газа КС и ДКС.

7.4 Специализированнаяорганизация на основе представленных документов разрабатывает и согласовывает сЭксплуатирующей организацией план-график проведения ВТД трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС.

7.5 Договор междуЭксплуатирующей и Специализированной организациями на производстводиагностических работ заключают на основе плана-графика, в котором определяютобъемы, сроки и стоимость проведения ВТД с учетом износа и амортизацииоборудования, дальности транспортировки оборудования, расхода горючего,используемых расходных материалов, протяженности обследуемых участков исложности проведения работ.

7.6 Эксплуатирующая организацияпроводит анализ готовности трубопроводов технологического газа КС и ДКС кпроведению ВТД с учетом представленных в приложении Бтехнических характеристик внутритрубного дефектоскопа, выполняет необходимыеработы по подготовке объекта технического диагностирования в соответствии с РД51-2-97 [5]и настоящим стандартом и обеспечивает проведение технического диагностированиятрубопроводов технологического газа КС и ДКС.

7.7 При необходимостиЭксплуатирующая организация согласовывает режимы работы КС и ДКС с ЦПДД.

7.8 Специализированная организациявыполняет комплекс работ от подготовки средств ВТД к работе и транспортировкиих на объект технического диагностирования до выдачи заключения и результатованализа технического состояния трубопроводов технологического газа КС и ДКСЭксплуатирующей организации.

7.9 После подписания договора напроведение ВТД Специализированная организация издает приказ о проведении ВТД сназначением ответственного лица и исполнителей работ с указанием ихквалификации. Специализированная организация приступает к выполнению ВТД всроки, определенные планом-графиком.

7.10 Перед началом работЭксплуатирующая организация передает Специализированной организации следующиедокументы:

- разрешение на производстворабот в охранной зоне КС и ДКС;

- акт о готовности участков трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС к безопасному проведению работ по ВТД;

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

- наряд-допуск на производствогазоопасных работ, оформленный в установленном порядке.

7.11 В период проведениядиагностических работ Эксплуатирующая организация обеспечивает режим работы КСи ДКС таким образом, чтобы не было простоя бригады Специализированнойорганизации. При этом Эксплуатирующая организация при необходимостиподдерживает оперативную связь с ЦПДД.

7.12 В случае, когда в процессепроведения ВТД выясняется невозможность дальнейшего диагностирования данногоучастка трубопровода технологического газа КС и ДКС, обусловленная техническимсостоянием элементов объекта технического диагностирования, Эксплуатирующаяорганизация разрабатывает подробный план организационно-технических мероприятийпо устранению отмеченных недостатков и подготовке участка трубопровода технологическогогаза КС и ДКС к продолжению ВТД. План составляется в произвольной форме исогласовывается всеми необходимыми службами Эксплуатирующей организации.

7.13 После выполнения работ поплану организационно-технических мероприятий Эксплуатирующая организацияповторно составляет акт готовности участка трубопровода технологического газаКС и ДКС к проведению ВТД, содержащий полный перечень проведенных работ,приведших к каким-либо изменениям в техническом состоянии элементов объектатехнического диагностирования, и сведения о качестве их проведения.

7.14 Факт проведения ВТДоформляется актом, подписываемым Эксплуатирующей и Специализированнойорганизациями.

7.15 По результатамдиагностирования Специализированная и Эксплуатирующая организации формируют ипередают в Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованиюгаза ОАО "Газпром" или Департамент по добыче газа, газовогоконденсата, нефти ОАО "Газпром" предложения по совершенствованиютехнологии и средств ВТД.

8 Требования к техническим средствам внутритрубнойдиагностики

8.1 Выбор внутритрубныхдефектоскопов и их приборное оснащение определяется задачами техническогодиагностирования, технологическими, конструктивными и геометрическимипараметрами трубопроводной системы, возможностями Эксплуатирующих иСпециализированных организаций, требованиями, предъявляемыми к техническимхарактеристикам используемых средств по обеспечению надежности выявлениянеобходимых параметров дефектов.

8.2 В соответствии с СТОГазпром 2-3.5-046оборудование и технология контроля должны быть включены соответственно вСводный реестр оборудования и материалов, технические условия которыхсоответствуют техническим требованиям ОАО "Газпром" при выполненииработ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа, и Сводный реестраттестованных технологий, соответствующих требованиям ОАО "Газпром"при выполнении работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа.

8.3 Техническое диагностированиетрубопроводов технологического газа КС и ДКС выполняют на основе специальныхинструкций по применяемым методам НК.

8.4 Для проведения ВТДтрубопроводов технологического газа КС и ДКС и других средств могут бытьприменены следующие методы НК:

- телевизионный визуальный иизмерительный метод контроля для выявления на внутренней поверхности труб поверхностныхдефектов типа нарушения сплошности металла трубы и стыков труб (трещин,расслоений, волосовин, плен, рванин, непроваров и пр.) с измерением ихгеометрических размеров в соответствии с ГОСТ23479 и РД ЭО 0079-97 [7];

- метод ультразвуковойтолщинометрии для измерения толщины стенок труб и определения разнотолщинностикромок труб в соответствии с ГОСТ28702;

- метод магнитного контроля длявыявления дефектов типа нарушения сплошности металла и стыков труб навнутренней и наружной поверхностях труб, а также внутри стенок труб всоответствии с ГОСТ 18353 иВРД 39-1.11-027-2001 [8].

При условии наличияаттестованных в соответствии с СТОГазпром 2-3.5-046 средств итехнологий контроля возможно использование других методов контроля.

8.5 Минимальные размерыобнаруживаемых дефектов (порог чувствительности) и погрешность определенияразмеров дефектов приводят в соответствующих специальных инструкциях по применяемымметодам НК. Требуемые минимальные размеры обнаруживаемых дефектов приводят всоответствующих методиках по анализу прочности трубопровода с дефектами.

8.6 Внутритрубный дефектоскопобеспечивает:

- обнаружение дефектов сразмерами, равными или превосходящими заданные минимальные параметры разрешениявнутритрубного дефектоскопа;

- перемещение по горизонтальным,наклонным и вертикальным участкам трубопроводов технологического газа КС и ДКСв диапазоне условных диаметров (Dy)от 500 до 1400 мм;

- перемещение по замасленнымучасткам, в том числе по вертикально расположенным участкам;

- прохождение через отводы,тройники, полуотводы, краны;

- фиксацию в вертикальных инаклонных участках трубопроводов технологического газа КС и ДКС для выполнения контролясварных швов;

- загрузку в трубопроводтехнологического газа КС и ДКС через вскрытый обратный клапан диаметром 720 мм(1020 мм) или люк-лаз с диаметром отверстия 400 мм и более;

- работу в температурномдиапазоне от минус 10 °С до +50 °С;

- дальность перемещения от местазагрузки не менее 250 м;

- применение во взрывоопаснойзоне класса В-1 в соответствии с ПУЭ [9].

8.7 Технология контроля в случаенеобходимости должна предусматривать нештатное извлечение внутритрубногодефектоскопа.

8.8 Используемые длядиагностирования средства должны соответствовать требованиям НД, быть исправны,а их параметры отвечать техническим условиям.

8.9 Перед диагностированием сцелью выявления соответствия характеристик внутритрубного дефектоскопапаспортным техническим характеристикам и требованиям безопасного выполненияработ проводят работы по техническому обслуживанию дефектоскопа.

8.10 Все грузоподъемныемеханизмы и приспособления должны иметь паспорта с указанием величингрузоподъемности и сроков испытаний.

8.11 Порядок допуска кпроведению эксплуатационных испытаний новых типов внутритрубных дефектоскопов(в том числе межведомственных) определяется РД08-425-01 [10].

9 Требования к обследуемым трубопроводамтехнологического газа компрессорных станций и дожимных компрессорных станций иподготовительные работы

9.1 Трубопроводытехнологического газа КС и ДКС, представленные к техническому диагностированию,должны отвечать требованиям ВРД39-1.10-006-2000* [11] и ОНТП51-1-85 [12].

9.2 При подготовке трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС к внутритрубной диагностике необходимо провестиорганизационные и технические мероприятия на КС и ДКС, обеспечивающие загрузкуи извлечение дефектоскопа, его безопасное перемещение внутри трубы и получениенаиболее достоверных данных о техническом состоянии трубопроводатехнологического газа КС и ДКС.

9.3 Организационно-техническиемероприятия выполняют в соответствии с планом-графиком подготовки и проведениявнутритрубной диагностики трубопроводов технологического газа КС и ДКС.

План-график предусматриваетследующие виды работ:

- стравливание газа на объектетехнического диагностирования, закрытие кранов на шлейфах, пылеуловителях и АВОгаза (по плану-графику и схеме положения трубопроводной арматуры послестравливания газа);

- снятие крышек обратныхклапанов трубопроводов технологического газа КС (ДКС);

- снятие крышек люков-лазов навходных и выходных трубопроводах обвязки ГПА;

- демонтаж донных свечей, атакже элементов трубопроводов технологического газа КС и ДКС, препятствующихпрохождению внутритрубного дефектоскопа, в том числе защитных решетоктрубопроводов ГПА, тарелок обратных клапанов (при необходимости), термометровиз термокарманов;

- вырезание трубы для загрузкидефектоскопа с целью проведения ВТД участков трубопроводов технологическогогаза КС и ДКС, недоступных для диагностирования от имеющихся обратных клапанов(люков-лазов). Организация земляных работ по вскрытию подземных технологическихтрубопроводов газа КС и ДКС механизированным способом и вручную, размерыкотлована (траншеи), условия крепления стенок и значения крутизны откосовдолжны быть приняты в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85* [13] и НД [14];

- обеспечение доступа персоналак узлам (люк лаз, камера запуска и приема, обратный клапан, участоктрубопровода с вырезанной катушкой) загрузки и приема внутритрубного дефектоскопа;

- вытеснение газа дляобеспечения безопасного выполнения работ персоналом в узлах запуска и приемавнутритрубного дефектоскопа;

- проведение ревизиитрубопроводной арматуры на планируемых участках диагностирования трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС;

- замену или ремонт выявленнойнеисправной трубопроводной арматуры;

- составление по результатамревизии акта о готовности участков трубопроводов технологического газа КС и ДКСк диагностированию;

- проверку исправностиконтрольно-измерительных и регистрирующих приборов (манометров, сигнализаторови др.) на обследуемых участках трубопроводов технологического газа КС и ДКС;

- очистку трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС от грязи, металлических и посторонних предметов.Качество очистки должно обеспечивать надежность получения диагностическойинформации;

- контроль загазованности вместах работы персонала (около узлов запуска и приема);

- определение схемы связиперсонала диагностической бригады с диспетчером КС (ДКС);

- определение действий,предпринимаемых диагностической бригадой при возникновении внештатных ситуаций.

9.4 Подъездные дороги клюкам-лазам и узлам запуска и приема внутритрубных дефектоскопов должны бытьпригодны для проезда грузовых машин.

9.5 Для каждого конкретногоучастка трубопровода технологического газа КС и ДКС объем необходимыхподготовительных работ определяют индивидуально в зависимости от исходнойинформации.

9.6 Элементы трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС и их сочетания не должны препятствоватьпрохождению внутритрубного дефектоскопа. Элементы трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС и их сочетания должны соответствовать следующимобщим требованиям:

- конические переходы должныиметь угол раскрытия не более 30°;

- к участкам трубопроводов сустановленными дренажными приспособлениями должен обеспечиваться двухстороннийдоступ;

- применяемые переходы должныустанавливаться на горизонтальных участках трубопроводов технологического газаКС и ДКС.

9.7 При подготовке участкатрубопровода технологического газа КС и ДКС к ВТД проводят работы поопределению фактического минимального проходного сечения трубы на всемпротяжении обследуемого участка трубопровода технологического газа КС и ДКС.Минимальное проходное сечение труб и трубопроводной арматуры определяет типиспользуемого внутритрубного дефектоскопа и оговаривается в договоре.

9.8 Устранение дефектовгеометрии трубы производится Эксплуатирующей организацией.

9.9 Контрольные экскавациитрубопровода технологического газа КС и ДКС в местах возможных препятствийпрохождению внутритрубного дефектоскопа производятся Эксплуатирующейорганизацией, и эти работы не должны увеличивать продолжительностьдиагностических работ, если это не оговорено в договоре.

9.10 При проектировании новых иреконструкции действующих компрессорных цехов необходимо для загрузкивнутритрубного дефектоскопа предусматривать камеры запуска и приема или люки сдиаметром отверстия не менее 500 мм. Камеры запуска и приема и люки располагаютна прямолинейных участках трубопроводов технологического газа так, чтобы длинаобследуемого участка трубопровода технологического газа КС и ДКС была не более250 м. Вокруг камеры запуска и приема (люка) необходимо предусмотреть наличиеотмостки.

10 Проведение внутритрубной диагностики

10.1 С получением отЭксплуатирующей организации подтверждения о готовности трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС к проведению диагностических работСпециализированная организация на месте проведения работ проверяет наличиедокументов, подтверждающих готовность участков трубопроводов технологическогогаза КС и ДКС к безопасному проведению работ и соответствующих требованиямнастоящего стандарта.

10.2 Специализированнаяорганизация совместно с Эксплуатирующей организацией оценивают необходимостьполучения информации о внутренней геометрии трубы и фактических радиусах изгибана обследуемом участке трубопровода технологического газа КС и ДКС, исходя изреальной ситуации на данном участке газопровода (степень очистки; количество итип мусора, приносимого очистным скребком; результаты прохождения очистныхскребков; характер повреждений очистных скребков, если таковые имеются, ит.п.).

10.3 Работы по техническомудиагностированию трубопроводов технологического газа КС и ДКС с использованиемвнутритрубных дефектоскопов необходимо проводить в соответствии с руководствомпо эксплуатации дефектоскопов и инструкциями по применяемым методам НК.

10.4 Требования РД 51-2-97 [5]при осуществлении ВТД необходимо выполнять в части использования и оформлениятехнической документации, проведения подготовительных работ, измерениягеометрии трубопровода технологического газа КС и ДКС, диагностированиясостояния трубы внутритрубным дефектоскопом.

10.5 ВТД трубопроводовтехнологического газа КС и ДКС проводят по технологическому плану-графику всоответствии с приложением В.

10.6 Эксплуатирующая организацияв присутствии представителей Специализированной организации может осуществитьпроверку достоверности полученных результатов путем вскрытия трубопроводатехнологического газа КС и ДКС и освидетельствования дефектных мест сиспользованием других методов и средств НК.

11 Требования к Специализированной организации и персоналу

11.1 Диагностирование выполняютСпециализированные организации, осуществляющие свою деятельность на основаниирезультатов экспертизы в соответствии с СТОГазпром 2-3.5-046.

11.2 Специализированнаяорганизация допускается к проведению ВТД трубопроводов технологического газа КСи ДКС при наличии следующих документов:

- свидетельства об аттестациилаборатории НК в соответствии с ПБ03-372-00 [15];

- разрешения на применениетехнических устройств на опасных производственных объектах в соответствии справилами [16];

- протокола с решением оготовности к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газав соответствии с СТОГазпром 2-3.5-046;

- разрешения на применениевнутритрубных диагностических комплексов на КС и ДКС ОАО "Газпром":протокол с решением о соответствии технических условий техническим требованиямОАО "Газпром" при выполнении работ по диагностике и ремонту объектовтранспорта газа, протокол с решением о соответствии технологии требованиям ОАО"Газпром" при выполнении работ по диагностике и ремонту объектовтранспорта газа, документ, подтверждающий соответствие ГОСТР 51330.9, приказ или др.;

- сертификатов на техническиеустройства;

- соответствующих стандартов иНД;

- свидетельства об аттестации пометодам НК специалистов по техническому диагностированию;

- свидетельства об аттестации поправилам безопасного проведения работ специалистов по техническомудиагностированию, выданных Федеральной службой по экологическому,технологическому и атомному надзору;

- протокола сдачи экзаменов поработе с внутритрубными дефектоскопами лицами, участвующими в диагностировании.

11.3 К работам натехнологических трубопроводах газа КС и ДКС допускаются только лица, прошедшиеаттестацию в Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомномунадзору в объеме, соответствующем должностным обязанностям.

11.4 Персонал, проводящийдиагностирование должен быть аттестован по I и II уровням квалификации повидам НК в соответствии с ПБ03-440-02 [17].

11.5 Персонал Эксплуатирующейорганизации, непосредственно связанный с работами по пропуску и извлечениювнутритрубных дефектоскопов, проходит обучение по программе, согласованной срегиональными организациями Федеральной службы по экологическому,технологическому и атомному надзору. Проверку знаний оформляют протоколом.Программа включает вопросы технологии запуска, контроля прохождения, приема иизвлечения из узлов запуска и приема дефектоскопов, а также соблюдение мербезопасности при проведении этих работ.

12 Требования безопасности проведения внутритрубнойдиагностики

12.1 Все работники Эксплуатирующейорганизации, привлекаемые к диагностированию трубопроводов технологическогогаза КС и ДКС, а также персонал Специализированной организации проходятвнеочередной инструктаж по технике безопасности, знакомятся с целями, задачами,особенностями технического диагностирования, а также с действиями иобязанностями при аварийных ситуациях на диагностируемом участке трубопроводатехнологического газа КС и ДКС. Представитель Специализированной организациипроводит инструктаж персонала Эксплуатирующей организации по вопросам,связанным с проведением ВТД. Все инструктажи оформляют документально вустановленном порядке.

12.2 Эксплуатирующая организациясообщает диагностической бригаде Специализированной организации сведения обособенностях диагностируемого участка технологических коммуникаций КС и ДКС(характеристики перекачиваемого продукта, режимы, ремонты и т.д.), знакомит сдействующими в данной Эксплуатирующей организации и в ОАО "Газпром"НД, знание которых необходимо при выполнении работ по техническомудиагностированию трубопроводов технологического газа КС и ДКС, после чегобригада приступает к работе.

12.3 Порядок и организация работдолжны соответствовать Правилам безопасности при эксплуатации магистральныхгазопроводов [14]и Положениям Типовойинструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ [18],а наряд-допуск на производство газоопасных работ оформляют в установленномпорядке.

12.4 Все работы на узлах запускаи приема по извлечению, запуску и приему внутритрубных дефектоскопов выполняетперсонал Эксплуатирующей организации при участии персонала Специализированнойорганизации.

12.5 Эксплуатирующая организацияв лице ответственного представителя несет ответственность за соблюдение правилтехники безопасности при выполнении всех работ на КС и ДКС, за все действияперсонала по погрузке-разгрузке, пуску, проведению, приему и извлечениювнутритрубного дефектоскопа, а также за действия при экскавации трубопроводатехнологического газа КС и ДКС. Ответственный представитель Эксплуатирующейорганизации руководит производством работ персонала Эксплуатирующей иСпециализированной организаций, задействованного в перечисленных выше работах.

12.6 При работе с внутритрубнымидефектоскопами необходимо соблюдать требования ВРД39-1.10-006-2000* [11], ПОТР М-016-2001 [19],ПБ03-576-03 [20],ПБ03-585-03 [21],ПБ 08-624-03[22],ВППБ01-04-98 [23],ПБ10-382-00 [24],настоящего стандарта, а также требования действующей в Эксплуатирующейорганизации Инструкции по очистке полости газопровода, в которойпредусматривается организация работ по пропуску очистного устройства, методы исредства контроля за прохождением очистного устройства, требования безопасностии противопожарные мероприятия.

12.7 В процессе проведениявнутритрубной диагностики запрещается:

- присутствие у узлов запуска иприема посторонних лиц, непосредственно не участвующих в проведении работ;

- проведение на данном участкетрубопровода технологического газа КС и ДКС работ, не связанных сдиагностированием.

12.8 При проведениидиагностирования трубопроводов технологического газа КС и ДКС внутритрубнымидефектоскопами всех работников, принимающих непосредственное участие в этихработах, обеспечивают спецодеждой и средствами защиты по нормам, действующим вОАО "Газпром".

12.9 При работе с внутритрубнымидефектоскопами на узлах запуска и приема в ночное время освещенность рабочихмест должна соответствовать санитарным нормам СанПиН2.2.1/2.1.1.1200-03 [25].

13 Информационное обеспечение внутритрубнойдиагностики

13.1 Для хранения в электронномвиде результатов технического диагностирования, используемых для проведенияпрочностных расчетов конструктивных элементов трубопроводов технологическогогаза КС и ДКС с дефектами, оценки остаточного ресурса и прогнозированиятехнического состояния трубопроводов технологического газа КС и ДКС, используютцентрализованную систему сбора, передачи, обработки и хранения данных отехнологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ (ССД"Инфотех").

13.2 Полученные в процессе ВТДданные Эксплуатирующая организация передает в ДОАО "Оргэнергогаз" дляввода в информационную систему ССД "Инфотех".

13.3 В информационной системеССД "Инфотех" формируется банк данных по результатам контролятрубопроводов технологического газа КС и ДКС Эксплуатирующих организаций.

13.4 Формы состава, структуры иформатов представления для ввода и хранения данных в информационной системе ССД"Инфотех" устанавливает ДОАО "Оргэнергогаз" и согласовываетэти формы с Управлением по транспортировке газа и газового конденсатаДепартамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО"Газпром".

13.5 ДОАО"Оргэнергогаз" обеспечивает Эксплуатирующим и Специализированныморганизациям и другим организациям доступ к системе ССД "Инфотех" и кхранящейся в ней информации по согласованию с Управлением транспорта газа игазового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению ииспользованию газа ОАО "Газпром".

14 Анализ и оформление результатов внутритрубнойдиагностики

14.1 Оперативная информация оналичии дефектов выдается Эксплуатирующей организации по мере обработкирезультатов в виде экспресс-отчета.

14.2 Экспресс-отчет включаетпредварительную информацию о наиболее опасных дефектах, оформленную в видетаблицы, с указанием мест расположения дефектов по форме представленияинформации о дефектах в соответствии с приложением Г.

14.3 Технический отчет поинформации, полученной при ВТД, включает:

- результаты контроля основногометалла трубопроводов технологического газа КС и Д КС;

- результаты контроля сварныхстыков;

- результаты ультразвуковойтолщинометрии стенок;

- анализ состояния металла исварных стыков по результатам контроля;

- схему трубопроводовтехнологического газа цеха КС (ДКС) с маршрутами перемещения внутритрубногодефектоскопа;

- схему трубопроводовтехнологического газа цеха КС (ДКС) с указанием сварных стыков (нумерациястыков в соответствии с исполнительной документацией) и фактического расстояниямежду ними, определенного по результатам телевизионного визуального иизмерительного контроля;

- оценку опасности выявленныхдефектов и рекомендации по дальнейшей эксплуатации обследованных трубопроводовтехнологического газа КС (ДКС);

- оценку остаточного ресурсатрубопроводов технологического газа КС и ДКС;

- заключение о целесообразностипроведения расширенного технического диагностирования;

- определение объема и объектоврасширенного технического диагностирования;

- рекомендации по срокампроведения ремонта обследованных трубопроводов технологического газа КС и ДКС;

- сроки проведения повторноготехнического диагностирования трубопроводов технологического газа КС и ДКС.

14.4 Прочностной расчет опасныхмест на статическую прочность производят с использованием методик и критериев,принятых в ОАО "Газпром", например, в соответствии с [26].При отсутствии на данный тип дефекта НД расчеты на прочность выполняетнаучно-исследовательская организация, специализирующаяся на проведениипрочностных расчетов.

14.5 Оценку остаточного ресурсатрубопроводов технологического газа КС и ДКС проводят в соответствии с РД09-102-95 [27],РД03-484-02 [28]и методикой [29].

14.6 На основании материаловтехнического отчета Специализированная организация оформляет Заключение отехническом состоянии обследованных трубопроводов технологического газа КС иДКС и утверждает его в Эксплуатирующей организации.

ПриложениеА
(обязательное)

Информация, необходимая для подготовки и проведениявнутритрубной диагностики трубопроводов технологического газа компрессорныхстанций и дожимных компрессорных станций
(опросный лист)

Общее описание трубопровода технологического газа КС и ДКС

Информация об обслуживании трубопровода и ранее проведенномтехническом диагностировании

Оперативная информация

Спецификация трубопровода

Особые условия данного диагностирования и другая информация

ПриложениеБ
(обязательное)

Основные технические характеристики внутритрубногодефектоскопа

Главный инженер

Специализированной организации

ПриложениеВ
(обязательное)

Технологический план-график проведениявнутритрубной диагностики трубопроводов технологического газа компрессорныхстанций и дожимных компрессорных станций

Наименование КС (ДКС)_______Диаметр трубопровода _______ мм

Участки трубопроводовтехнологического газа КС (ДКС) (шлейфы, коллекторы и др.)

__________________________________________________________________________

Главный инженер                                                           Главныйинженер

Эксплуатирующей                                                         Специализированной

организации                                                                     организации

ПриложениеГ
(обязательное)

Форма акта и ведомости, составляемых по результатамтехнического диагностирования трубопроводов технологического газа компрессорныхстанций и дожимных компрессорных станций

Акт

Дата проведения диагностирования:
"____" ________ 200 г.

В процессе диагностированиявыявлены дефекты в виде:

1 коррозионных дефектов -_______________ шт.;

2 вмятин - ____________ шт.;

3 трещин - ___________ шт.;

4 дефекты в сварном шве -_______ шт.;

5 в том числе смещение кромок -_______ шт.;

6 другое - __________ шт.

Размеры и координаты расположения дефектов

Контроль проводился сиспользованием:

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

                                                            перечень используемого оборудования

Дефектоскопист:                                                                                   _________________

вид и № квалификационногоудостоверения                                                 подпись

Сводная ведомость результатов контроля сварных швов

Примечание - По результатам диагностирования может быть составлено следующеезаключение:

- шов отвечает требованиям безопасности и может эксплуатироваться безустранения выявленных дефектов;

- шов может эксплуатироваться без устранения выявленных дефектов допроведения плановых ремонтных работ;

- шов не можетоставаться в эксплуатации и требует срочного ремонта.

Библиография

Ключевые слова: трубопроводы технологического газа компрессорнойстанции и дожимной компрессорной станции, неразрушающий контроль, остаточныйресурс, Специализированная организация, Эксплуатирующая организация, дефект,сварной шов, объект технического диагностирования