8.2.2 Суммарная балльная оценка является критерием для определения приоритета проведения обследования переходов. В план проведения технического диагностирования в первую очередь включают переходы через железные и автомобильные дороги с наибольшей балльной оценкой. 8.2.3 Пример определения приоритета проведения обследования переходов через автомобильные и железные дороги в соответствии с балльными оценками представлен в приложении Б. 8.2.4 Критерий определения очередности обследования подводных переходов основан на информации, полученной по результатам проведенных обследований. Обследования подводных переходов проводят в соответствии с РД 51-3-96 [22]. Критерий основан на факторах, характеризующих техническое состояние подводных переходов, и их балльных количественных оценках, приведенных в таблице 2. 8.2.5 Суммарная балльная оценка является критерием для определения приоритета проведения обследования подводных переходов. В план проведения технического диагностирования в первую очередь включают подводные переходы с наибольшей балльной оценкой. Таблица 2 - Факторы, характеризующие техническое состояние подводных переходов, и их балльные количественные оценки
8.2.6 Пример определения приоритета проведения обследования подводных переходов в соответствии с балльными оценками представлен в приложении Б. 8.3 Определение периодичности проведения диагностирования линейных участков магистральных газопроводовСтруктурные схемы статистической обработки данных внутритрубной диагностики и определения периодичности проведения ВТД на ЛЧ МГ с целью обнаружения коррозионных и стресс-коррозионных дефектов приведены на рисунках 8 и 9. Рисунок 8 - Структурная схема определения времени проведения очередной ВТД с целью обнаружения стресс-коррозионных дефектов Рисунок 9 - Структурная схема определения времени проведения очередной ВТД с целью обнаружения коррозионных дефектов 8.3.1 Статистическая обработка стресс-коррозионных дефектов по результатам внутритрубной инспекции8.3.1.1 Время проведения очередной внутритрубной диагностики определяют по зависимостям, получаемым на основе статистической обработки данных ВТД и прогноза роста глубины дефектов. 8.3.1.2 Для статистической обработки и прогноза используют только данные ВТД, которые были проведены начиная с 2000 года. 8.3.1.3 Дефектами КРН считают дефекты, обозначенные в дефектной ведомости как "продольная трещина" или "зона продольных трещин". 8.3.1.4 Статистическую обработку с целью определения параметров распределения стресс-коррозионных дефектов производят начиная с первой информативной ВТД, при которой было обнаружено не менее 20 дефектов КРН, глубина которых равна или превышает значение 0,2 (20% от толщины стенки трубы). По результатам следующих ВТД определяют число новых стресс-коррозионных дефектов, обнаруженных на данном участке ЛЧ МГ. 8.3.1.5 Распределение глубины дефектов, обнаруженных при проведении ВТД, описывают показательным законом распределения. Функция плотности распределения показательного закона имеет вид: f(dот) = 1/g×exp(-dот/g), где f(dот) - плотность распределения относительной глубины дефектов; dот = d/d - относительная глубина дефекта (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы); g - параметр закона распределения. 8.3.1.6 Параметр распределения глубины дефектов, обнаруженных при первой информативной ВТД, g1, определяют по зависимостям, представленным на рисунке 10, или по следующей формуле: где m0,2, m0,3 - число обнаруженных при ВТД стресс-коррозионных дефектов, с относительной глубиной, большей или равной соответственно 0,2 и 0,3. 8.3.1.7 Значения m0,2, m0,3 определяют по дефектным ведомостям результатов ВТД, хранящихся в базе данных ССД "Инфотех". Рисунок 10 - Определение параметра распределения коррозионных и стресс-коррозионных дефектов 8.3.1.8 Прогнозируемое число стресс-коррозионных дефектов на участке газопровода - п (включая дефекты, глубина которых ниже порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа) вычисляют по формуле или определяют по графику, представленному на рисунке 11. Рисунок 11 - Определение прогнозируемого числа дефектов 8.3.2 Статистическая обработка коррозионных дефектов по результатам внутритрубной инспекции8.3.2.1 Коррозионными считают дефекты, обозначенные в дефектных ведомостях как "коррозия", "коррозия по всей длине", "каверна", "продольные и поперечные канавки". 8.3.2.2 Статистическую обработку с целью определения параметров распределения коррозионных дефектов производят начиная с первой информативной ВТД, при которой было обнаружено не менее 20 дефектов, глубина которых равна или превышает значение 0,15 (15 % от толщины стенки трубы). 8.3.2.3 Определение параметров распределения коррозионных дефектов производят для двух последних ВТД начиная с первой информативной ВТД (если после первой информативной ВТД уже была проведена диагностика). 8.3.2.4 Перед проведением статистической обработки из данных предпоследней ВТД исключают дефекты, которые были отремонтированы в период между ВТД, так как этих дефектов нет в данных последней внутритрубной диагностики. 8.3.2.5 Параметр распределения показательного закона определяют по зависимостям, представленным на 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, m0,3 определяют по дефектным ведомостям результатов ВТД, хранящихся в базе данных ССД "Инфотех". 8.3.2.7 Прогнозируемое число коррозионных дефектов на участке газопровода - п (включая дефекты, глубина которых ниже порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа) вычисляют по формуле или определяют по графику, представленному на рисунке 11. 8.3.2.8 Примеры статистической обработки результатов внутритрубной диагностики приведены в приложении Б. 8.3.3 Определение сроков проведения повторной внутритрубной инспекции магистрального газопровода для обнаружения стресс-коррозионных дефектов8.3.3.1 Интервал времени до проведения очередного обследования ЛЧ МГ с целью обнаружения стресс-коррозионных дефектов определяют из условия необходимости обнаружения дефектов, которые не были обнаружены в предыдущих обследованиях из-за их малых размеров и вновь образовавшихся дефектов. 8.3.3.2 До первой информативной ВТД (до тех пор, пока при ВТД обнаруживают незначительное количество КРН дефектов) после выполнения ремонта проведение очередной ВТД для обнаружения стресс-коррозионных дефектов назначают через пять лет. 8.3.3.3 После поведения первой информативной ВТД интервал времени (число лет) до проведения очередного j+1 обследования ЛЧ МГ рассчитывают как время, отсчитываемое с момента проведения последней ВТД до момента времени, когда глубина хотя бы одного необнаруженного стресс-коррозионного дефекта вырастет до величины, превышающей значение, равное dот = 0,3, по формуле где п - прогнозируемое число стресс-коррозионных дефектов, определенное при статистической обработке результатов первой информативной ВТД; j - число проведенных ВТД начиная с первой информативной ВТД; - суммарное число дефектов с относительной глубиной, большей или равной 0,2, обнаруженных по итогам всех обследований, начиная с первой информативной ВТД; g1 - параметр показательного закона распределения на рассматриваемом участке газопровода, определенный при статистической обработке результатов первого информативного обследования; - скорость изменения параметра распределения g на момент проведения последней ВТД вычисляют по формуле где - время эксплуатации газопровода до проведения первого информативного внутритрубного обследования, год; - интервал времени между последней и первой информативной ВТД, год; gj - параметр распределения глубины дефектов, определенный по результатам последней ВТД по формуле 8.3.3.4 Если интервал времени DtВТд окажется более 5 лет, то в связи с тем, что при ВТД возможен пропуск дефектов, он устанавливается равным 5 годам. 8.3.3.5 Пример расчета времени проведения очередной ВТД для обнаружения стресс-коррозионных дефектов приведен в приложении Б. 8.3.4 Определение сроков проведения повторной внутритрубной инспекции магистрального газопровода для обнаружения коррозионных дефектов8.3.4.1 Интервал времени до проведения очередного обследования ЛЧ МГ с целью обнаружения коррозионных дефектов определяют из условия необходимости обнаружения коррозионных дефектов, которые не были обнаружены в предыдущих обследованиях, обнаружения вновь образовавшихся дефектов, а также для контроля изменения размеров дефектов, которые не были отремонтированы по итогам предыдущего обследования. 8.3.4.2 До первой информативной ВТД (до тех пор, пока при ВТД обнаруживают незначительное количество коррозионных дефектов) после выполнения ремонта проведение очередной ВТД для обнаружения коррозионных дефектов назначают через 5 лет. 8.3.4.3 После проведения первой информативной ВТД интервал времени (число лет) до проведения очередного j+1 обследования ЛЧ МГ , рассчитывают как время, отсчитываемое с момента проведения последней ВТД до момента времени, когда глубина хотя бы одного необнаруженного либо неустраненного коррозионного дефекта вырастет до величины, превышающей значение, равное dот = 0,4, по формуле где j - количество ВТД, проведенных начиная с первой информативной ВТД; - планируемое к ремонту количество коррозионных дефектов по результатам проведения последней ВТД; nj и lj - прогнозируемое число коррозионных дефектов и параметр распределения глубины дефектов, определенные по результатам последней ВТД; - скорость изменения параметра распределения на момент проведения последней ВТД: - время эксплуатации газопровода до проведения первой информативной ВТД, год; - интервал времени между двумя последними ВТД, год; gj-1 - параметр распределения глубины дефектов, определенный при статистической обработке данных предпоследней ВТД. 8.3.4.4 Интервал времени зависит от планируемого объема ремонтных работ , выполняемого после проведения ВТД (чем больше будет отремонтировано дефектов, тем больше интервал времени ). Изменяя планируемый объем ремонтных работ , определяют функциональную зависимость интервала времени от объемов планируемого ремонта . Если известно фактическое число дефектов, отремонтированных после проведения ВТД, то интервал времени определяют с учетом фактического объема ремонтных работ. 8.3.4.5 При ремонте в первую очередь устраняют наиболее опасные коррозионные дефекты. Если при этом наряду с опасными дефектами устраняют менее опасные дефекты, то их не учитывают в числе отремонтированных дефектов. 8.3.4.6 При планировании по результатам 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 устанавливается равным 5 годам. 8.3.4.8 В случае пропуска двух снарядов - продольного и поперечного намагничивания, которые обнаруживают как коррозионные, так и стресс-коррозионные дефекты, время проведения очередной ВТД определяют как меньшее из двух значений, рассчитанных по выражениям (5) и (6). 8.3.4.9 Пример расчета времени проведения очередной ВТД для обнаружения коррозионных дефектов приведен в приложении Б. 8.3.5 Определение времени проведения повторного обследования участка магистрального газопровода по результатам экспертной оценки интенсивности отказов, составленной на основе комплексного диагностирования технического состояния газопровода8.3.5.1 Определение времени проведения повторного обследования участка МГ, не подготовленного для проведения ВТД, осуществляют на основе экспертной оценки локальной интенсивности отказов. 8.3.5.2 Для оценки интенсивности отказов и определения времени проведения очередного комплексного обследования участка МГ используют группы риска, балльные оценки которых изменяются по времени и могут быть определены при комплексном обследовании участка МГ. 8.3.5.3 Интенсивность отказов рассматриваемого участка lл определяют в соответствии с блок-схемой, представленной на рисунке 12, по формуле где lср - средняя для МГ ОАО "Газпром" интенсивность отказов, равная 0,2 отказа в год на участке МГ длиной 1000 км; kрег - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности отказов от региона прокладки газопровода; рi и qij - весовые коэффициенты групп и факторов риска соответственно; Fij - балльные оценки факторов риска для рассматриваемого участка МГ; Вcp - балльная оценка среднестатистического участка МГ; kD - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности отказов от диаметра газопровода; J(i) - число факторов внутри каждой из групп. Рисунок 12 - Блок-схема определения локальной интенсивности отказов lл и времени проведения следующего комплексного диагностирования участка 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 комплексного диагностирования технического состояния участка МГ в соответствии с методическими указаниями СТО РД Газпром 39-1.10-084. Опросный лист, позволяющий определить балльные оценки факторов риска, приведен в приложении В. 8.3.5.4 Для экспертной оценки интенсивности отказов рассматривают следующие группы риска: - "внешние антропогенные воздействия"; - "коррозия"; - "стресс-коррозия"; - "природные воздействия"; - "отказы и утечки, имевшие место в прошлом". 8.3.5.5 В качестве оцениваемых участков газопровода рассматривают участки, лежащие между КС в зоне ответственности одного линейно-производственного управления. 8.3.5.6 Для вероятности безаварийной эксплуатации, равной 0,95, время безаварийной эксплуатации (число лет) вычисляют по формуле , (8) где lу - средняя длина участка, равная 60 км. 8.3.5.7 По истечении времени tком необходимо проводить следующее комплексное диагностирование технического состояния данного участка МГ. 8.3.5.8 Если расчетное время проведения следующего комплексного диагностирования технического состояния оказывается малым, намечают рекомендации по повышению эксплуатационной надежности. С учетом намеченных мероприятий по формуле (7) пересчитывают локальную интенсивность отказов и для этого значения lл по формуле (8) уточняют время проведения следующего обследования газопровода. 9 Техническое диагностирование региональных газопроводов и газопроводов-отводов9.1 Для технического диагностирования региональных газопроводов и газопроводов-отводов применяют ВТД, наземные методы обследования, обследования с применением летательных аппаратов и другие способы и методы контроля. 9.2 ВТД проводят на региональных газопроводах и газопроводах-отводах, оборудованных стационарными или временными камерами приема-запуска очистных поршней. На региональных газопроводах и газопроводах-отводах, где проведение ВТД невозможно из-за конструктивных особенностей или нецелесообразно, для технического диагностирования используют: радиолокацию с применением георадара в соответствии с методикой [30], магнитометрию в соответствии с РД 102-008-2002 [27], акустическую эмиссию в соответствии с ПБ 03-593-03 [29], электрометрию в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-088, оптические и тепловые методы обнаружения утечек газа и другие способы и методы контроля. 9.3 Техническое диагностирование в шурфах региональных газопроводов и газопроводов-отводов, включающее проведение визуально-измерительного и неразрушающего контроля труб, рассматривают в качестве метода обследования, дополняющего ВТД с целью повышения достоверности оценки технического состояния линейной части региональных газопроводов и газопроводов-отводов, а также в качестве самостоятельного вида обследования на региональных газопроводах и газопроводах-отводах, на которых не планируют проведение ВТД. 9.4 Очередность технического диагностирования региональных газопроводов и газопроводов-отводов определяют в соответствии с разделом 8.1 по ожидаемой вероятности отказа с учетом их региональной значимости и возможности резервирования транспорта газа. 9.5 Определение технического состояния региональных газопроводов и газопроводов-отводов без проведения ВТД предусматривает выполнение следующих работ: - проведение технического диагностирования с применением магнитометрических, радиолокационных, акустических и других наземных методов обследования; - определение на основе анализа условий и факторов, способствующих образованию и развитию дефектов, очередности проведения технического диагностирования в шурфах на участках региональных газопроводов и газопроводов-отводов с обнаруженными наземными методами обследования дефектами; - обнаружение дефектов в шурфах по результатам технического диагностирования участков региональных газопроводов и газопроводов-отводов; - оценка степени опасности и отбраковка обнаруженных дефектов. 9.6 В первую очередь техническое диагностирование региональных газопроводов и газопроводов-отводов в шурфах проводят на потенциально опасных участках с обнаруженными дефектами. На остальных участках трассы газопроводов, где были обнаружены дефекты, очередность проведения технического диагностирования в шурфах устанавливают на основе анализа факторов, способствующих образованию и росту дефектов. Для выявления факторов, способствующих образованию и росту дефектов, проводят анализ проектно-исполнительной документации и полевые обследования газопроводов с целью уточнения оценок факторов, выявленных по документации, и математическую обработку результатов анализа документации и полевых обследований. 9.7 В качестве факторов, способствующих образованию и росту дефектов на региональных газопроводах и газопроводах-отводах, рассматривают: - состояние изоляционного покрытия; - защищенность средствами ЭХЗ; - уровень грунтовых вод; - коррозионную агрессивность грунта; - блуждающие токи; - тип грунта. 9.8 Для выявленных в процессе анализа проектно-исполнительной документации и полевых обследований факторов, способствующих образованию и росту дефектов, определяют показатели, численно характеризующие влияние каждого фактора на техническое состояние газопроводов. 9.9 Показатель kф, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, на техническое состояние региональных газопроводов и газопроводов-отводов, определяют с учетом весовых коэффициентов отдельных показателей, количественно характеризующих влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, рекомендуемые значения которых приведены в таблице 3. Таблица 3 - Факторы, способствующие образованию и росту дефектов, и рекомендуемые значения весовых коэффициентов показателей
9.10 Процедуру определения показателя, численно характеризующего состояние изоляционного покрытия, осуществляют в соответствии с ВРД 39-1.10-026-2001 [24]. Для этого по результатам электрометрических обследований оценивают состояние изоляционного покрытия и определяют показатель состояния изоляционного покрытия по данным таблицы 4. Таблица 4 - Показатель состояния изоляционного покрытия
9.11 Определение значения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с защищенностью участков региональных газопроводов и газопроводов-отводов средствами ЭХЗ, проводят по результатам их электрометрического обследования. По результатам обследования показатель защищенности средствами ЭХЗ определяют по таблице 5. Участки газопровода, где разность потенциалов "труба - земля" выходит за пределы, установленные в ГОСТ Р 51164, имеют значение показателя, равное 1. Таблица 5 - Значения показателя, характеризующего фактор защищенности средствами ЭХЗ
9.12 Определение значения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с уровнем грунтовых вод, проводят по проектно-изыскательской документации и уточняют при полевом обследовании. Полевое обследование трасс региональных газопроводов и газопроводов-отводов с целью уточнения уровня грунтовых вод проводят в соответствии с методическими рекомендациями [31]. По результатам обследования показатель уровня грунтовых вод определяют по таблице 6. Таблица 6 - Значения показателя, характеризующего фактор уровня грунтовых вод
9.13 Коррозионную агрессивность грунтов на трассах региональных газопроводов и газопроводов-отводов определяют в соответствии с ГОСТ 9.602 по значению удельного электрического сопротивления. Показатель, численно характеризующий фактор, связанный с коррозионной агрессивностью грунта, определяют по формуле
где r - удельное электрическое сопротивление грунта. При r ³ 50 показатель, связанный с коррозионной агрессивностью грунта, принимают равным нулю (G4 = 0). 9.14 Определение значения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с наличием на участке газопровода блуждающих токов, проводят по результатам электрометрического обследования. В таблице 7 приведены значения показателя, учитывающего фактор, связанный с наличием блуждающих токов. Таблица 7 - Значения показателя, характеризующего наличие блуждающих токов на участке трассы
9.15 Определение значения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с типом грунта, проводят по проектно-изыскательской документации и уточняют при полевом обследовании. В таблице 8 приведены значения показателя, учитывающего фактор, связанный с типом грунта. Таблица 8 - Значения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с типом грунта
9.16 Показатель, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, на техническое состояние региональных газопроводов и газопроводов-отводов, рассчитывают по значениям показателей исследованных факторов, способствующих образованию и росту дефектов, с учетом их весовых коэффициентов по формуле где jф - количество исследованных факторов, способствующих образованию и росту дефектов; lг - расстояние от узла подключения регионального газопровода и газопровода-отвода; xi - весовой коэффициент; Gi(lг) - значение i-го показателя на расстоянии lг от узла подключения регионального газопровода и газопровода-отвода. 9.17 По значению показателя kф определяют очередность технического диагностирования в шурфах участков региональных газопроводов и газопроводов-отводов с обнаруженными дефектами. 9.18 В первую очередь техническое диагностирование в шурфах с использованием методов неразрушающего контроля проводят на участках региональных газопроводов и газопроводов-отводов с обнаруженными дефектами, где показатель kф, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, на техническое состояние региональных газопроводов и газопроводов-отводов имеет наибольшие значения. 9.19 На участках региональных газопроводов и газопроводов-отводов, на которых не обнаружены наземными методами обследования дефекты, но показатель kф > 0,53, также проводят техническое диагностирование в шурфах. 9.20 Оценку степени опасности и отбраковку обнаруженных дефектов проводят в соответствии с: ВРД 39-1.10-032-2001 [13], ВСН 39-1.10-009-2002 [14], рекомендациями [12, 15, 17] и инструкцией [32]. 10 Регламент формирования и реализации плана проведения
диагностики трубопроводов и газораспределительных станций
|
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 технического диагностирования подводных переходов
Из подводных переходов, представленных в таблице Б.2, в соответствии с балльными оценками в первую очередь следует провести обследование подводного перехода через реку Пелым, обладающего наибольшим приоритетом.
Таблица Б.2 - Значения балльных оценок для подводных 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 распределения стресс-коррозионных и коррозионных дефектов и времени проведения очередной внутритрубной инспекции
В таблице Б.3 приведены числа КРН дефектов m0,2 и m0,3, обнаруженных при ВТД 2000 г. на участке газопровода Пунга-Ухта-Грязовец-4, и рассчитанные при этих значениях по выражениям 1 и 2 раздела 8.3 параметры распределения глубины дефектов n и g.
Таблица Б.3 - Расчет параметров распределения 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.4 приведены 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 8.3 параметры распределения глубины дефектов п и g, а также темп нарастания параметра распределения по данным этих втд -
Таблица Б.4 - Расчет параметров распределения 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, были выполнены расчеты времени проведения следующих ВТД для участка газопровода Пунга-Ухта-Грязовец-4 (1,3-205 км), где внутритрубная диагностика проводилась три раза - в 2000, 2003 и 2004 гг. Результаты расчетов приведены в таблице Б.5.
Таблица Б.5 - Расчеты интервалов времени до 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 |
Расчеты показывают, 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 обнаружено 52 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 был обнаружен только один КРН дефект с глубиной более 20 %. Следующую, четвертую диагностику с целью обнаружения КРН дефектов на этом участке следует проводить через 2,6 года.
По методике, описанной в разделе 8.3, и результатам расчета параметров распределения коррозионных дефектов по данным ВТД за 2001 и 2004 гг., приведенным выше, были проведены расчеты времени проведения повторной ВТД (после 2004 г.) для участка МГ Ямбург-Елец-2 (2533-2644 км). В расчетах варьировалось число труб, отремонтированных по итогам ВТД 2004 г. - . Предполагалось, что при ремонте устраняются наиболее глубокие коррозионные дефекты. Результаты расчетов приведены на рисунке Б.1.
Расчеты показывают, что после устранения 27-40 наиболее опасных коррозионных дефектов следующую ВТД на данном участке следует проводить через 3-5 лет.
Рисунок Б.1 - Зависимость интервала времени до проведения следующей ВТД от объемов ремонтных работ, 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 участке
магистрального 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)
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) |
|
(обязательное)
Таблица Г.1 - Регламент формирования плана проведения 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 |
|
|
|
|
|
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 |
|
|
|
|
|
1.1.2.9 Вертолетное обследование газопроводов |
|
|
|
|
|
1.1.2.10 Обследование воздушных переходов |
|
|
|
|
|
1.1.3 Диагностика подводных переходов |
РД 51-3-96 [22] Настоящий стандарт |
|
|
|
|
1.1.4 Диагностирование ГРС |
|
|
|
|
|
1.1.5 Электро-метрические обследования |
|
|
|
|
|
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 акта
и ведомости, составляемых по результатам диагностирования структурных элементов
линейной 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
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
Контроль проводился с использованием: ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ перечень используемого оборудования Дефектоскопист: _________________ вид и номер квалификационного удостоверения подпись
|
[1] Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"
[2] Правила организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте (утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 10.03.99 № 263)
[3] Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах (утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.2002 № 43)
[4] Правила Госгортехнадзора России ПБ 03-440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля
[5] Правила Госгортехнадзора России ПБ 03-372-00 Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразрушающего контроля
[6] Правила Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности
[7] Положение о порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасных производств топливно-энергетического комплекса (утв. ГГК "Газпром" 25.06.92, согл. с Госгортехнадзором России 25.12.92)
[8] Федеральный закон от 8 августа 2001 г. № 128-ФЗ "О лицензировании отдельных видов деятельности"
[9] Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов (утв. министром газовой промышленности 16.03.84)
[10] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-006-2000* Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов
[11] Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы
[12] Рекомендации по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых магистральных газопроводов и трубопроводов КС. - ООО "ВНИИГАЗ", 2006
[13] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-032-2001 Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности
[14] Ведомственные строительные нормы ВСН 39-1.10-009-2002 Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов
[15] Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации. - ООО "ВНИИГАЗ", 1996
[16] Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в непроектном положении, ВНИИГАЗ. - 1986
[17] Рекомендации ООО "ВНИИГАЗ" Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов
[18] Регламент сбора, передачи, обработки и хранения данных о технологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ (ССД "Инфотех") (утв. Распоряжением ОАО "Газпром" от 15.11.2004 г. № 327)
[19] Правила применения технических устройств на опасных производственных объектах (утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 25.12.98 № 1540)
[20] Методические рекомендации по натурным измерениям напряженного состояния магистральных газопроводов. - ВНИИГАЗ, 1985
[21] Методические указания для проведения комплексной инспекции обследований запорно-регулирующей арматуры и камер запуска и приема на объектах ОАО "Газпром" (утв. заместителем начальника Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа, 2001 г.)
[22] Руководящий документ ОАО "Газпром" РД 51-3-96 Регламент по техническому обслуживанию подводных переходов магистральных газопроводов через водные преграды
[23] Инструкция по проведению диагностического обследования подземных переходов трубопроводов технологической системы ОАО "Газпром" через железные и автомобильные дороги. - ДОАО "Оргэнергогаз", 2003
[24] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-026-2001 Методика оценки фактического положения состояния подземных трубопроводов
[25] Руководящий документ ОАО "Газпром" РД 51-2-97 Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем
[26] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-023-2001 Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах
[27] Руководящий документ Минэнерго России РД 102-008-2002 Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом
[28] Инструкция по определению фактического напряженно-деформированного состояния по данным геодезической съемки участков газопроводов, расположенных на территориях с опасными геодинамическими процессами, и оценке их работоспособности. - ООО "ВНИИГАЗ", 2003
[29] Правила Госгортехнадзора России ПБ 03-593-03 Правила организации 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 орошаемых земель. - М.: ВНИИГИМ, 1978
[32] Временная инструкция по оценке качества кольцевых сварных соединений газопроводов, находящихся в эксплуатации. - ООО "ВНИИГАЗ", 2006
[33] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 09-102-95 Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России
[34] Методика о порядке продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО "Газпром". - ООО "ВНИИГАЗ", 2005
[35] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.011-27-2001 Инструкция по магнитному контролю линейной части магистральных газонефтепродуктопроводов
[36] Методические рекомендации по применению аэрокосмических методов для диагностики трубопроводных технических систем и мониторинга окружающей среды. - ГАНГ им. И.М. Губкина, 1995
[37] Позиционирование геодезическое магистральных газопроводов. Основные организационно-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] Методика проведения работ по техническому диагностированию перемычек между нитками газопроводов и пересечений с другими трубопроводами. - ЗАО "Промгазинжиниринг", 2007
[40] Временные строительные нормы ВСН 39-1.10-003-2000 Положение по техническому обследованию и контролю за состоянием надземных переходов магистральных газопроводов
[41] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-016-2000 Методика оценки работоспособности балочных переходов магистральных газопроводов через малые реки, ручьи и другие препятствия
Ключевые слова: линейная часть магистральных газопроводов, объект технического диагностирования, прогноз технического состояния, определение времени проведения диагностирования
СТО Газпром 2-2.3-095-2007 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |