Внутритрубная диагностика

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

_____________________________________________________________________________

ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

Контроль коррозионного состояния магистральных газопроводов на основе внутритрубной диагностики

_____________________________________________________________________________

Дата введения __.__.__

1 Область применения

 

Настоящий стандарт устанавливает требования к технологическому процессу внутритрубной диагностики технического состояния, а также к организации проведения работ при внутритрубном техническом диагностировании трубопроводов технологического газа компрессорных станций и дожимных компрессорных станций и требования техники безопасности.

Настоящий стандарт распространяется на трубопроводы технологического газа компрессорных станций и дожимных компрессорных станций законченные строительством, после реконструкции, капитального ремонта, находящиеся в эксплуатации, в консервации и режиме содержания в безопасном состоянии указанные в [1].

Настоящий стандарт предназначен для применения организациями:

— эксплуатирующими магистральные газопроводы;

— являющимися заказчиками проведения технического диагностирования;

— выполняющими техническое диагностирование магистральных газопроводов;

— выполняющими проектирование, строительство, капитальный ремонт и реконструкцию магистральных газопроводов;

— осуществляющими контроль за строительством, капитальным ремонтом и реконструкцией магистральных газопроводов;

— проводящими обучение и проверку знаний персонала, выполняющего эксплуатацию, строительство, капитальный ремонт, реконструкцию, техническое диагностирование магистральных газопроводов.

Стандарт определяет взаимоотношения и обязанности сторон, участвующих в техническом диагностировании трубопроводов технологического газа компрессорных станций и дожимных компрессорных станций.

 

2 Нормативные ссылки

 

Для применения настоящего стандарта необходимы следующие ссылочные нормативные документы:

ГОСТ 2.501-2013 Единая система конструкторской документации. Правила учета и хранения.

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

ГОСТ 18353-79 Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов.

ГОСТ 23479-79 Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования.

ГОСТ 23829-85 Контроль неразрушающий акустический. Термины и определения.

ГОСТ 24450-80 Контроль неразрушающий магнитный. Термины и определения.

ГОСТ 24521-80 Контроль неразрушающий оптический. Термины и определения.

ГОСТ 28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования.

ГОСТ 30415-96 Сталь. Неразрушающий контроль механических свойств и микроструктуры металлопродукции магнитным методом.

ГОСТ 18353-79 Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов.

 

Примечание —  При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов по ежегодно издаваемому информационному указателю «Нормативные документы по стандартизации» по состоянию на текущий год и соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающий эту ссылку.

 

3 Термины и определения

 

В настоящем стандарте применяются термины по ГОСТ 27.002, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 Эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию газовых объектов.

3.2 Исполнитель технического диагностирования: Организация, прошедшая проверку и отбор на соответствие требованиям, установленным Эксплуатирующей организацией для проведения внутритрубной диагностики на компрессорных станциях и дожимных компрессорных станциях.

3.3 Техническое состояние объекта: Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект.

3.4 Контроль технического состояния: Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.

3.5 Техническое диагностирование (диагностирование): Процесс определения технического состояния объекта технического диагностирования с определенной точностью. Результатом диагностирования является заключение о техническом состоянии объекта технического диагностирования с указанием, при необходимости, места, вида и причины дефекта (дефектов).

3.6 Система внутритрубной диагностики трубопроводов технологического газа компрессорных станций и дожимных компрессорных станций: Совокупность средств, объектов и исполнителей, необходимых для проведения технического диагностирования трубопроводов технологического газа компрессорных станций и дожимных компрессорных станций Эксплуатирующей организации в соответствии с настоящим стандартом.

3.7 Авария: Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрывы и (или) выброс опасных веществ.

3.8 Инцидент: Отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений закона «О гражданской защите» [2], других законов и иных нормативных правовых актов Республики Казахстан, а также нормативных документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте.

3.9 Внутритрубная диагностика: Техническое диагностирование с использованием внутритрубных дефектоскопов.

3.10 Объект технического диагностирования: Изделие и (или) его составные части, техническое состояние которых подлежит определению.

3.11 Диагностическая бригада: Группа специалистов по техническому диагностированию.

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

3.13 Остаточный ресурс: Календарная продолжительность эксплуатации (наработка) газопроводов технологического газа компрессорных станций и дожимных компрессорных станций от момента контроля их технического состояния до перехода в предельное состояние.

 

4 Сокращения

 

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВО — аппарат воздушного охлаждения;

ВТД — внутритрубная диагностика;

ВИП — внутритрубный инспекционный прибор;

ГПА — газоперекачивающий агрегат;

ДДК – дополнительный дефектоскопический контроль:

ДКС — дожимная компрессорная станция;

ИТД – исполнитель технического диагностирования;

КС — компрессорная станция;

МГ – магистральные газопроводы;

НД — нормативный документ;

НК — неразрушающий контроль;

ПУЭ – правила устройства электроустановок:

ТЗ – техническое задание.

 

5 Общие положения

 

5.1 Стандарт определяет систему ВТД и оценки технического состояния объектов технического диагностирования — трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ. Оценка технического состояния трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ решается на основе анализа результатов комплексного технического диагностирования неразрушающим акустическим методом по ГОСТ 18353, неразрушающим оптическим методом по ГОСТ 23479, неразрушающим магнитным методом по ГОСТ 30415 с последующей оценкой остаточного ресурса и прогнозированием динамики их технического состояния.

5.2 ВТД технического состояния трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ включает:

— измерение толщины стенок труб и фасонных изделий, в том числе определение разнотолщинности кромок труб;

— определение геометрических параметров (профиль, овальность, сужения, углы поворота);

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

5.3 При оценке технического состояния трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ решаются следующие задачи:

— определение степени опасности дефектов;

— установление динамики развития дефектов труб и защитных покрытий;

— оценка остаточного ресурса объектов технического диагностирования;

— назначение срока повторного диагностирования трубопроводов технологического газа КС и ДКС.

5.4 Внутритрубная диагностика трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ является одной из составных частей диагностического обслуживания оборудования и трубопроводов технологического газа компрессорных станций и, как правило, дополняется другими методами технического диагностирования и контроля технического состояния.

5.5 Целью системы ВТД трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ является:

— предупреждение аварий и инцидентов на трубопроводах технологического газа КС и ДКС Эксплуатирующей организации;

— планирование ремонта трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ и управление его проведением по фактическому техническому состоянию объектов технического диагностирования;

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

— выработка рекомендаций по обеспечению эффективности и надежности работы трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ (оптимальные режимы, сроки проведения технического диагностирования и вывода в ремонт);

— прогнозирование технического состояния трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ.

 

6 Планирование и порядок проведения работ по техническому диагностированию трубопроводов технологического газа компрессорных станций и дожимных компрессорных станций

 

6.1 Эксплуатирующая организация на основании сформулированных задач и требований формирует ТЗ на проведение работ по ВТД в которое, включается следующая информация:

— протяженность, наружный диаметр, толщина стенки трубопровода;

— параметры трубопроводной арматуры (запорная и предохранительная арматура, тройники, патрубки) и изгибов (отводов) трубопровода, через которые проходит ВИП, такие как: минимальное проходное сечение, толщина стенки, выступание внутрь трубопровода, радиус и угол изгиба оси трубопровода, наличие защитных решеток;

— типы применяемых труб, сварных соединений;

— минимальные расстояния между трубопроводной арматурой и отводами;

— параметры перекачиваемого продукта (вид, плотность, химический состав, температура);

— параметры потока (направление, скорость, давление);

— сведения по проводимой очистке трубопровода.

— сведения о ремонтах, диагностике, состоянии средств электрохимической защиты и условиях эксплуатации трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ.

— схемы КС, ДКС и МГ с указанием объектов технического диагностирования и общего объема работ;

Все сведения заносятся в опросный лист рекомендуемая форма которого приведена в приложении А;

6.2 Руководствуясь полученными от эксплуатирующей организации сведениями, Исполнитель технического диагностирования формирует предложения по проведению технического диагностирования с использованием диагностического оборудования и методик, отвечающих требованиям, установленным в эксплуатирующей организации.

6.3 Перед началом работ Эксплуатирующая организация передает Специализированной организации следующие документы:

— разрешение на производство работ в охранной зоне КС, ДКС и МГ;

— акт о готовности участков трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ к безопасному проведению работ по ВТД;

— распоряжение о назначении ответственного представителя Эксплуатирующей организации, отвечающего за выполнение и безопасное проведение работ по ВТД;

— наряд-допуск на производство газоопасных работ, оформленный в установленном порядке.

6.4 Исполнитель технического диагностирования выполняет комплекс работ от подготовки средств ВТД к работе и транспортировки их на объект технического диагностирования до выдачи заключения и результатов анализа технического состояния трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ эксплуатирующей организации.

 

7 Требования к исполнителю технического диагностирования

 

7.1 Исполнитель технического диагностирования должен иметь:

— лабораторию НК, компетентность которой подтверждена документально в соответствии с законодательством Республики Казахстан. Заказчик проведения технического диагностирования вправе предъявить дополнительные документированные требования к компетенции лаборатории НК исполнителя технического диагностирования в соответствии с нормативными документами организации — владельца объекта контроля и проверить лабораторию НК на соответствие этим требованиям;

— измерительные приборы и оборудование, необходимые для проведения заявленных видов работ по техническому диагностированию, укомплектованные разрешительной документацией, оформленной в установленном порядке;

— документы, подтверждающие квалификацию персонала, достаточную для проведения заявленных работ по техническому диагностированию, а также знания правил безопасности при выполнении данных работ;

— документированный процесс проведения заявленных видов технического диагностирования.

7.2 Документированный процесс проведения технического диагностирования должен содержать следующие обязательные процедуры:

— анализ представленных эксплуатирующей организацией технических документов (ТЗ, опросный лист) в целях определения технической возможности проведения технического диагностирования и подбора необходимого диагностического оборудования;

— подготовку диагностического оборудования к проведению технического диагностирования;

— проведение технического диагностирования на объекте контроля;

— проведение оценки пропуска ВИП;

— анализ результатов технического диагностирования;

— верификацию результатов технического диагностирования;

— подготовку и передачу эксплуатирующей организации отчетной документации по результатам технического диагностирования.

7.3 Исполнитель технического диагностирования должен руководствоваться нормативными правовыми актами и техническими документами, устанавливающими правила ведения работ на опасных производственных объектах.

8 Требования к техническим средствам внутритрубной диагностики

 

8.1 Выбор внутритрубных дефектоскопов и их приборное оснащение определяется задачами технического диагностирования, технологическими, конструктивными и геометрическими параметрами трубопроводной системы, возможностями Эксплуатирующих и Специализированных организаций, требованиями, предъявляемыми к техническим характеристикам используемых средств по обеспечению надежности выявления необходимых параметров дефектов.

8.2 Техническое диагностирование трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ выполняют на основе специальных инструкций по применяемым методам НК.

8.3 Для проведения ВТД трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ и других средств могут быть применены следующие методы НК:

— телевизионный визуальный и измерительный метод контроля для выявления на внутренней поверхности труб поверхностных дефектов типа нарушения сплошности металла трубы и стыков труб (трещин, расслоений, волосовин, плен, рванин, непроваров и пр.) с измерением их геометрических размеров в соответствии с ГОСТ 23479;

— метод ультразвуковой толщинометрии для измерения толщины стенок труб и определения разнотолщинности кромок труб в соответствии с ГОСТ 28702;

— метод магнитного контроля для выявления дефектов типа нарушения сплошности металла и стыков труб на внутренней и наружной поверхностях труб, а также внутри стенок труб в соответствии с ГОСТ 18353.

 

Примечание — Возможно использование других методов контроля, обеспечивающих необходимый уровень обнаружения дефектов.

 

8.4 Минимальные размеры обнаруживаемых дефектов (порог чувствительности) и погрешность определения размеров дефектов приводят в соответствующих специальных инструкциях по применяемым методам НК. Требуемые минимальные размеры обнаруживаемых дефектов приводят в соответствующих методиках по анализу прочности трубопровода с дефектами.

8.5 Внутритрубный дефектоскоп обеспечивает:

— обнаружение дефектов с размерами, равными или превосходящими заданные минимальные параметры разрешения внутритрубного дефектоскопа;

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

— перемещение по замасленным участкам, в том числе по вертикально расположенным участкам;

— прохождение через отводы, тройники, полуотводы, краны;

— фиксацию в вертикальных и наклонных участках трубопроводов технологического газа КС и ДКС для выполнения контроля сварных швов;

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

— работу в температурном диапазоне от минус 10 °С до 50 °С;

— дальность перемещения от места загрузки не менее 250 м;

— применение во взрывоопасной зоне класса В-1 в соответствии с ПУЭ [3].

8.6 Технология контроля в случае необходимости должна предусматривать нештатное извлечение внутритрубного дефектоскопа.

8.7 Используемые для диагностирования средства должны соответствовать требованиям НД, быть исправны, а их параметры отвечать требованиям технических условий.

8.8 Перед диагностированием с целью выявления соответствия характеристик внутритрубного дефектоскопа паспортным техническим характеристикам и требованиям безопасного выполнения работ проводят работы по техническому обслуживанию дефектоскопа.

8.9 Все грузоподъемные механизмы и приспособления должны иметь паспорта с указанием величин грузоподъемности и сроков испытаний.

 

9 Требования к обследуемым трубопроводам технологического газа компрессорных станций и дожимных компрессорных станций и подготовительные работы

 

9.1 При подготовке трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ к внутритрубной диагностике необходимо провести организационные и технические мероприятия на КС, ДКС и МГ, обеспечивающие загрузку и извлечение дефектоскопа, его безопасное перемещение внутри трубы и получение наиболее достоверных данных о техническом состоянии трубопровода технологического газа КС, ДКС и МГ.

9.2 Организационно-технические мероприятия выполняют в соответствии с планом-графиком подготовки и проведения внутритрубной диагностики трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ.

План-график предусматривает следующие виды работ:

— стравливание газа на объекте технического диагностирования, закрытие кранов на шлейфах, пылеуловителях и АВО газа (по плану-графику и схеме положения трубопроводной арматуры после стравливания газа);

— снятие крышек обратных клапанов трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ;

— снятие крышек люков-лазов на входных и выходных трубопроводах обвязки ГПА;

— демонтаж донных свечей, а также элементов трубопроводов технологического газа КС и ДКС, препятствующих прохождению внутритрубного дефектоскопа, в том числе защитных решеток трубопроводов ГПА, тарелок обратных клапанов (при необходимости), термометров из термокарманов;

— вырезание трубы для загрузки дефектоскопа с целью проведения ВТД участков трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ, недоступных для диагностирования от имеющихся обратных клапанов (люков-лазов). Организация земляных работ по вскрытию подземных технологических трубопроводов газа КС, ДКС и МГ механизированным способом и вручную, размеры котлована (траншеи), условия крепления стенок и значения крутизны откосов должны быть приняты в соответствии с требованиями [4];

— обеспечение доступа персонала к узлам (люк лаз, камера запуска и приема, обратный клапан, участок трубопровода с вырезанной катушкой) загрузки и приема внутритрубного дефектоскопа;

— вытеснение газа для обеспечения безопасного выполнения работ персоналом в узлах запуска и приема внутритрубного дефектоскопа;

— проведение ревизии трубопроводной арматуры на планируемых участках диагностирования трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ;

— замену или ремонт выявленной неисправной трубопроводной арматуры;

— составление по результатам ревизии акта о готовности участков трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ к диагностированию;

— проверку исправности контрольно-измерительных и регистрирующих приборов (манометров, сигнализаторов и др.) на обследуемых участках трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ;

— очистку трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ от грязи, металлических и посторонних предметов. Качество очистки должно обеспечивать надежность получения диагностической информации;

— контроль загазованности в местах работы персонала (около узлов запуска и приема);

— определение схемы связи персонала диагностической бригады с диспетчером КС (ДКС, МГ);

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

9.3 Подъездные дороги к люкам-лазам и узлам запуска и приема внутритрубных дефектоскопов должны быть пригодны для проезда грузовых машин.

9.4 Для каждого конкретного участка трубопровода технологического газа КС, ДКС и МГ объем необходимых подготовительных работ определяют индивидуально в зависимости от исходной информации.

9.5 Элементы трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ и их сочетания не должны препятствовать прохождению внутритрубного дефектоскопа. Элементы трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ и их сочетания должны соответствовать следующим общим требованиям:

— конические переходы должны иметь угол раскрытия не более 30°;

— к участкам трубопроводов с установленными дренажными приспособлениями должен обеспечиваться двухсторонний доступ;

— применяемые переходы должны устанавливаться на горизонтальных участках трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ.

9.6 При подготовке участка трубопровода технологического газа КС, ДКС и МГ к ВТД проводят работы по определению фактического минимального проходного сечения трубы на всем протяжении обследуемого участка трубопровода технологического газа КС, ДКС и МГ. Минимальное проходное сечение труб и трубопроводной арматуры определяет тип используемого внутритрубного дефектоскопа и оговаривается до проведения работ.

9.7 При проектировании новых и реконструкции действующих компрессорных цехов необходимо для загрузки внутритрубного дефектоскопа предусматривать камеры запуска и приема или люки с диаметром отверстия не менее 500 мм. Камеры запуска и приема и люки располагают на прямолинейных участках трубопроводов технологического газа так, чтобы длина обследуемого участка трубопровода технологического газа КС, ДКС и МГ КС была не более 250 м. Вокруг камеры запуска и приема (люка) необходимо предусмотреть наличие отмостки.

 

10 Проведение внутритрубной диагностики

 

10.1 С получением от Эксплуатирующей организации подтверждения о готовности трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ КС к проведению диагностических работ Исполнитель технического диагностирования на месте проведения работ проверяет наличие документов, подтверждающих готовность участков трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ к безопасному проведению работ и соответствующих требованиям настоящего стандарта.

10.2 Исполнитель технического диагностирования совместно с Эксплуатирующей организацией оценивают необходимость получения информации о внутренней геометрии трубы и фактических радиусах изгиба на обследуемом участке трубопровода технологического газа КС, ДКС и МГ, исходя из реальной ситуации на данном участке газопровода (степень очистки; количество и тип мусора, приносимого очистным скребком; результаты прохождения очистных скребков; характер повреждений очистных скребков, если таковые имеются, и т.п.).

10.3 Работы по техническому диагностированию трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ с использованием внутритрубных дефектоскопов необходимо проводить в соответствии с руководством по эксплуатации дефектоскопов и инструкциями по применяемым методам НК.

10.4 ВТД трубопроводов технологического газа КС, ДКС и МГ КС проводят по технологическому плану-графику составляемого до проведения работ.

10.5 Эксплуатирующая организация в присутствии представителей Специализированной организации может осуществить проверку достоверности полученных результатов путем вскрытия трубопровода технологического газа КС, ДКС и МГ и освидетельствования дефектных мест с использованием других методов и средств НК.

 

11 Верификация результатов внутритрубного диагностирования

 

11.1 Интерпретация данных ВИП

11.1.1 Интерпретацию данных ВИП проводят в целях преобразования полученной ВИП информации в информацию о типах выявленных дефектов (элементов трубопровода) и их параметрах.

11.1.2 При интерпретации данных ВИП в соответствии с правилами и методиками исполнителя технического диагностирования обеспечивают идентификацию дефектов с заданными параметрами.

11.1.3 Правила и методики интерпретации данных ВИП основываются на систематизации принципов работы ВИП, характеристик методов НК, реализованных в ВИП, и их ограничений, опыта использования соответствующих типов ВИП и анализа получаемых данных.

11.1.4 Результатом интерпретации данных является список выявленных дефектов, особенностей и элементов трубопровода с параметрами, включая размеры, местоположение на трубопроводе (дистанция, угловое положение).

11.2 Анализ данных

11.2.1 При анализе интерпретированные данные ВИП сравнивают с результатами предыдущих инспекций трубопровода и данными документации на инспектируемый трубопровод, представляемыми эксплуатирующей организацией.

11.2.2 При верификации данных расхождения в местоположении, параметров дефектов и особенностей трубопровода, выявленных при текущем обследовании, с данными предыдущих инспекций и документацией на трубопровод не должны выходить за пределы допустимых погрешностей и вероятностей обнаружения.

11.2.3 В случае если при анализе данные ВИП не подтверждаются результатами предыдущих инспекций трубопровода и данными документации на инспектируемый трубопровод или значения расхождений в местоположении и параметрах дефектов выходят за пределы допустимых погрешностей и вероятностей обнаружения, необходимо проведение дополнительных исследований в целях установления причин расхождений. Если причины расхождений не установлены, необходимо проведение ДДК.

11.2.4 Данные ВИП, подтверждаемые результатами ДДК, считаются верифицированными, если расхождения в местоположении, параметрах дефектов и особенностей трубопровода по подтверждаемым данным и данным ДДК не выходят за пределы допустимых погрешностей и вероятностей обнаружения.

11.2.5 Если данные ВИП не были верифицированы по причинам, не связанным с отсутствием у эксплуатирующей организации документации на трубопровод и возможности проведения ДДК, исполнитель технического диагностирования проводит анализ и установление причин расхождений данных ВИП и ДДК. После установления причин эксплуатирующая организация принимает решение о принятии данных ВИП.

 

12 Оформление результатов технического диагностирования

 

12.1 Требования к содержанию

12.1.1 Требования к содержанию отчетной документации по техническому диагностированию эксплуатирующая организация излагает в ТЗ на проведение работ по техническому диагностированию.

12.1.2 Отчетная документация по техническому диагностированию должна содержать:

— технические характеристики диагностического оборудования;

— параметры исследуемого трубопровода;

— разрешительные документы исполнителя технического диагностирования, подтверждающие право проведения работ;

— документы (акты, контрольные листы), оформляемые в процессе проведения диагностических работ, включая результаты подготовки трубопровода и диагностического оборудования;

— списки конструктивных элементов трубопровода;

— списки выявленных дефектов и особенностей трубопровода;

— результаты верификации данных;

— результаты анализа полученных данных;

— результаты расчетов на прочность и долговечность;

— информацию о сбоях диагностического оборудования, нарушениях технологии подготовки и проведения диагностических работ, а также любые отклонения порядка проведения диагностических работ от установленного нормативного документа исполнителя технического диагностирования и/или эксплуатирующей организации.

12.2 Требования к оформлению

12.2.1 По результатам технического диагностирования оформляют отчетную документацию в соответствии с требованиями ТЗ (договор на проведение технического диагностирования).

12.2.2 Отчетную документацию по техническому диагностированию включают в состав исполнительной документации на законченный строительством участок трубопровода.

12.2.3 Хранение отчетной документации проводится с учетом требований                   ГОСТ 2.501;

— вся отчетная документация, принятая на хранение, регистрируется в инвентарной книге;

— каждому отчету должен быть присвоен индивидуальный инвентарный номер.

12.2.4 Отчетную документацию по результатам технического диагностирования хранят:

— на бумажном носителе — по одному экземпляру у организации, эксплуатирующей трубопровод, и у исполнителя технического диагностирования;

— в электронном виде (компакт-диск CD-ROM, статус «для чтения») — по одному экземпляру у организации, эксплуатирующей трубопровод, и у исполнителя технического диагностирования.

12.2.5 Срок хранения отчетной документации по результатам технического диагностирования магистральных газопроводов:

— на бумажном носителе — до передачи на хранение результатов следующего (очередного или внеочередного) технического диагностирования данного трубопровода, но не менее 12 лет;

— в электронном виде (компакт-диск CD-ROM, статус «для чтения») — до вывода объекта из эксплуатации.

12.2.6 Уничтожение отчетной документации, выполненной на бумажном носителе, проводят на основании приказа по организации, в которой хранится отчетная документация.

12.2.7 Первичные результаты технического диагностирования магистрального газопровода хранятся в электронном виде у исполнителя технического диагностирования до вывода объекта из эксплуатации.

 

 

 

 

 

Приложение А

(информационное)

 

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

 

Общее описание трубопровода технологического газа КС, ДКС и МГ

 

Название эксплуатирующей организации:

 

Название трубопровода:

 

Название КС (ДКС, М Г):

 

КС (ДКС, МГ) эксплуатируется

 

Адрес для дополнительной информации:

 

Год строительства КС (ДКС, МГ):

 

Диаметр трубы __________ мм,     общая длина ______________ м

 

Наличие трассовки трубопровода: (___________) имеется, (_____________) отсутствует

 

Информация об обслуживании трубопровода и ранее проведенном техническом диагностировании

 

Чистота очистки:

 

Тип изоляции трубопровода:

 

Ожидаемый тип коррозии: внешний (________________),  внутренний (_______________)

 

История коррозионных и других повреждений трубопровода (инциденты, ремонты и т.д.):

 

 

Оперативная информация

 

Оптимальное время для проведения ВДТ: от______ до _______

 

Представители эксплуатирующей организации, тел.:

 

По организационным вопросам:

 

По техническим вопросам:

 

Рекомендуемое расположение базового лагеря
 

Область _________________________ Ближайшие города ________________________________

 

Посёлок (село, деревня) ________________________

 

 

 

 

 

Спецификация трубопровода

 

Наименование обследуемого участка:

 

Общая длина трубопроводов КС (ДКС, МГ), м

 

Общая длина обследуемых участков трубопроводов, м

 

Внешний диаметр, мм
Тип трубной детали Труба 1 Труба 2 Труба 3 Труба 4 Изгиб заводской Изгиб строительный
Толщина стенки, мм            
Длина участков с трубой одинаковой толщины, м            
Минимальный внутренний диаметр (включая овальность), мм            
Минимальный радиус поворота, угол, м/град            
Минимальная длина прямого участка между поворотами, м            
Имеется ли в трубопроводе следующее?

Резкие переходы толщины стенки: (___) да,   (___) нет

Заглушенные тройники: (___) да,   (___) нет

Прочее:

 

Тройники и отводы:

Максимальный диаметр отвода, мм _____________; угол к трубе, град ____________________

Примечания (эскиз и др.):

 

Обратные клапаны:

Тип_____________________ Год изготовления_____________________________

Диаметр крепежных отверстий, мм _________________________________

Координаты крепёжных отверстий: _________________________________

Расположение над землёй (высота от земли), мм ______________________

Ниже уровня земли (глубина), мм ___________________________________

 

Люки-лазы:

Минимальный диаметр отверстия, мм _____________________

Длина, мм_________________________

Диаметр крепежных ответстий, мм __________________________

Координаты ________________________

 

Краны:

Тип: __________________

Минимальное проходное сечение, мм ________________________

Серия _______________________

Расстояние между кольцами, мм ____________________________

Изготовитель ______________________________   Модель _____________________________

Условия прокладки трубопровода:

Глубина залегания труб, мм: максимальная ____________, минимальная _________________

Тип использованного для засыпки грунта ___________________________________________

 

Особые условия данного диагностирования и другая информация.

 

_____________                                      _______________                  __________________

Должность                                                   Подпись                                          ФИО

 

«___»________20__ г.

Библиография

 

[1] СНиП 2.05.06-85* Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы.

[2] Закон РК №188-V от 11.04.2014 г. О гражданской защите.

[3] Правила устройства электроустановок (утверждены постановлением Правительства Республики Казахстан от 24 октября 2012 года № 1355).

[4] Строительные нормы и правила СНиП 3.01.01-85* Организация строительного производства.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

____________________________________________________________________________

УДК 621.643.053:620.193:006.34                                                                 МКС 23.040

 

Ключевые слова: внутритрубная диагностика, магистральный газопровод, эксплуатирующая организация, неразрушающий контроль.

_____________________________________________________________________________

 

РАЗРАБОТЧИК:

 

 
Руководитель разработки

«Казахстанский институт стандартизации и сертификации»

 

 

 

Е. Амирханова

СОИИСПОЛНИТЕЛЬ:

 

ТК № 71

Директор НПЦЭС

ТОО «Иртыш Стандарт»

 

 

 

 

 

М. Кучер