ПРИЛОЖЕНИЕ
Б
|
№ п/п |
Наименование и цель работы |
Объем работ |
Исполнитель |
|
1. |
Анализ технической документации на трубопроводы и обвязки оборудования ГРС. Цель изучения технической документации: |
Изучению подлежат: |
«Исполнитель» при участии «Заказчика» |
|
- паспорт и технологическая схема ГРС; |
|
|||
- сведения из проектной, эксплуатационной и другой технической документации о защите и коррозионном состоянии трубопроводов; |
||||
- выявление наиболее нагруженных участков; |
|
|||
- выявление наиболее вероятных отказов и повреждений; |
||||
- материалы предыдущих обследований ЭХЗ и выданные рекомендации; |
||||
- выбор объемов и методов контроля при обследовании ГРС |
||||
- «Паспорта технического состояния» трубопроводов ГРС; |
|
|||
- конструкторско-технологическая документация (паспортные данные, технологические регламенты, замечания по ним органов надзора, места расположения и размеры сварных швов, марки сталей трубопроводов, проектный уровень напряжений и коэффициентов запаса прочности); |
|
|||
- схемы сварных стыков; |
|
|||
- наработка с начала эксплуатации, режимы работ, количество плановых, вынужденных и аварийных пусков и остановок; |
|
|||
- результаты регламентных и специальных диагностических исследований, проводившихся с начала эксплуатации ГРС, а также содержание ремонтно-восстановительных работ; |
|
|||
- аварии на обследуемых или однотипных ГРС. |
|
|||
2. |
Сбор информации (замечаний) о работе ГРС от операторов |
Фиксируют данные, которыми располагает персонал ГРС, а именно: |
«Исполнитель» при участии «Заказчика» |
|
- режимы работы ГРС, при которых возникает вибрация; |
|
|||
- отклонения от СНиП и ВСН при проведении строительно-монтажных работ; |
|
|||
- наличие механических повреждений, которые сложно обнаружить при визуальном контроле; |
|
|||
- иные подобные сведения |
|
|||
3. |
Регистрация параметров технологического процесса |
Регистрируют: |
«Исполнитель» |
|
- давление на входе и выходе ГРС |
|
|||
4. |
Визуальный контроль надземных трубопроводов |
Выявляют: |
«Исполнитель» |
|
- состояние изоляции и покраски; |
|
|||
- состояние фланцев, утечки газа |
|
|||
5. |
Осмотр состояния опор надземных трубопроводов |
Выявляют наличие трещин в опорах, наличие контакта с трубопроводом |
«Исполнитель» |
|
6. |
Диагностика подземных трубопроводов. Электрометрическое обследование |
|
||
6.1. |
Уточнение с помощью приборов расположения подземных трубопроводов |
100 % подземных трубопроводов |
«Исполнитель» |
|
6.2. |
Разметка трассы подземных трубопроводов «вешками» |
100 % подземных трубопроводов |
«Исполнитель» |
|
6.3. |
Разработка уточненной план - схемы подземной части трубопроводов технологической обвязки ГРС и размещение устройств ЭХЗ |
На уточненной план - схеме наносят: |
«Исполнитель» |
|
- положение изолирующих фланцев; |
|
|||
- зоны проведения электрометрических измерений |
|
|||
6.4. |
Разметка и подготовка на поверхности земли зон для проведения электрометрических измерений |
В местах измерения защитного и поляризационного потенциалов подготавливают «лунки». При наличии на территории ГРС асфальтового покрытия в местах измерений проделывают отверстия. |
«Заказчик, Исполнитель» |
|
6.5 |
Измерение сопротивления растеканию тока контура анодного заземления, защитного заземления корпуса СКЗ, в соответствии с [16] для определения эффективности работы установки катодной защиты |
Измерения производят на участке установки электродов анодного заземления, защитного заземления, УКЗ |
«Исполнитель» |
|
6.6. |
Измерение защитного и поляризационного потенциалов в соответствии с [16-20]. Измерения проводят с целью оценки степени защищенности трубопроводов от коррозии |
Согласно картам измерений с шагом 1-5 метра по длине подземной части трубопровода. При наличии на ГРС нескольких УКЗ выявляют зоны действия каждой УКЗ |
«Исполнитель» |
|
6.7. |
Назначение мест контрольных шурфов по обобщенным характеристикам состояния и местам повреждения изоляционного покрытия трубопровода |
Контрольные шурфы назначают в местах нахождения наибольших сквозных дефектов изоляции, участках с наибольшей вероятностью наличия коррозионных повреждений |
«Исполнитель» |
|
6.8. |
Подготовка шурфов |
Шурфовку проводят в назначенных местах - 100% |
«Заказчик» |
|
6.9. |
Обследование состояния изоляционного покрытия трубопровода в шурфах |
Контроль изоляции проводят во всех отрытых шурфах путем внешнего осмотра |
«Исполнитель» |
|
6.10. |
Обработка полученной информации, подготовка материалов для составления отчета |
В отчет включают результаты всех работ, выполненных при проведении электрического обследования |
«Исполнитель» |
|
7. |
Диагностирование подземных трубопроводов неразрушающими методами контроля |
|
||
7.1. |
Подготовка контрольных шурфов |
100 % шурфов в намеченных местах |
«Заказчик» |
|
7.2. |
Очистка трубопроводов от изолирующего покрытия и подготовка поверхности для проведения контроля (в т.ч. в шурфах, подготовленных по результатам электрометрических измерений) |
Подготовку поверхностей производят в местах согласно схемам контроля и в соответствии с требованиями к качеству подготовки поверхности для конкретного вида контроля |
«Исполнитель» и «Заказчик» |
|
7.3. |
Наружный осмотр, визуальный и измерительный контроль (ВИК) всех поверхностей трубопроводов в шурфах, вскрытых и подготовленных для диагностирования, в соответствии с [26]: |
Внешнему осмотру и измерениям подлежат: |
«Исполнитель» |
|
- все элементы трубопроводов в шурфах; |
|
|||
- сварные швы приварки фасонных деталей и сварные швы в сварных фасонных деталях. Осмотр и измерение сварных соединений производят по всей протяженности швов |
||||
- отступлений от проектных значений Контроль и осмотр проводят с целью выявления: |
|
|||
- глубины и вида вмятин; |
|
|||
- глубины и вида коррозии; |
|
|||
- наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, пористости и др. технологических дефектов; |
|
|||
- излома осей соединяемых элементов; |
|
|||
- отступлений от геометрических размеров швов, предусмотренных чертежами и НД; |
|
|||
- геометрических размеров и формы элементов трубопроводов |
|
|||
7.4. |
Ультразвуковая толщинометрия стенки нагруженных элементов трубопровода в шурфах в соответствии с [31, 32]. Цель проведения толщинометрии: |
Элементы ТПО ГРС в соответствии с п. 3.4.2 |
«Исполнитель» |
|
- определение остаточной фактической толщины стенки элементов трубопровода; |
|
|||
- получение данных, необходимых для составления технического паспорта ТПО ГРС |
|
|||
7.4. |
Ультразвуковая толщинометрия стенки нагруженных элементов трубопровода в шурфах в соответствии с [31, 32]. Цель проведения толщинометрии: |
Элементы ТПО ГРС в соответствии с п. 3.4.2 |
«Исполнитель» |
|
- определение остаточной фактической толщины стенки элементов трубопровода; |
|
|||
- получение данных, необходимых для составления технического паспорта ТПО ГРС |
|
|||
7.5. |
Ультразвуковой контроль сварных соединений в соответствии с [33 - 36, 88]. Цель контроля - выявление внутренних дефектов типа - трещин, непроваров, пор, шлаковых включений в сварных швах с определением их условных размеров |
Элементы ТПО ГРС в соответствии с п. 3.4.3 |
«Исполнитель» |
|
7.6. |
Измерение твердости в соответствии с [61] |
Измерения твердости проводят в околошовных зонах и (или) на основном металле в шурфах |
«Исполнитель» |
|
7.7. |
Подготовка материалов для отчета. |
Материалы подготавливают в виде таблиц, графиков, схем и т.д. |
«Исполнитель» |
|
8. |
Диагностирование надземных трубопроводов неразрушающими методами контроля |
|
||
8.1. |
Вибрационные исследования проводят в соответствии с инструкциями на приборы по измерению параметров вибрации. Цель исследования: |
В соответствии с п. 3.4.5 |
«Исполнитель» |
|
- оценка степени опасности динамических напряжений на работоспособность трубопроводов ГРС |
|
|||
8.2. |
Контроль деформаций трубопроводов проводят с целью оценки величины и определения места действия максимальных статических изгибных напряжений от действия просадок (выпучиваний) опор и подземных коллекторов |
Объем работ определяется при проведении ВИК |
«Исполнитель» |
|
8.3. |
Наружный осмотр, ВИК и всех надземных трубопроводов. Цели те же, что и в п. 7.3. для подземных трубопроводов |
Осмотру и измерениям подлежат: |
«Исполнитель» |
|
- все поверхности диагностируемых надземных трубопроводов ГРС; |
|
|||
- все сварные швы; |
|
|||
- места приварки штуцеров. |
|
|||
Осмотр и измерения (при необходимости) проводят по всей протяженности швов |
|
|||
8.4. |
Ультразвуковая толщинометрия стенки элементов надземных ТПО. Цели проведения толщинометрии те же, что и в п. 7.4. для подземных трубопроводов |
Измерения проводят на всех элементах надземных трубопроводов ГРС |
«Исполнитель» |
|
8.5. |
Ультразвуковой контроль сварных соединений. Цель - та же, что и в п. 7.5. для подземных трубопроводов |
Контролю подлежат все кольцевые сварные швы |
«Исполнитель» |
|
8.6. |
Измерение твердости металла элементов трубопроводов. Цель - та же, что и в п. 7.6. для подземных трубопроводов |
Измерение твердости проводят в соответствии с п. 3.4.4 |
«Исполнитель» |
|
8.7. |
Подготовка материалов для составления отчета |
Материалы подготавливают в виде таблиц, графиков, схем и т.д. |
«Исполнитель» |
|
9. |
Подготовка Отчета и Заключения о техническом состоянии трубопроводов обвязки ГРС |
|
||
9.1. |
Оформление результатов контроля в виде «Протоколов измерений», таблиц, фотографий и т.д. |
Оформляют результаты по всем видам контроля на подземные и надземные ТПО ГРС |
«Исполнитель» |
|
9.2. |
Оформление отчета |
Работа по оформлению отчета включает: |
«Исполнитель» |
|
- обработку результатов выполненных видов контроля; |
|
|||
- описание выявленных повреждений и дефектов; |
|
|||
- разработка рекомендаций по устранению дефектов (ремонту) в случае необходимости |
|
|||
9.3. |
Подготовка Заключения о техническом состоянии и возможности дальнейшей эксплуатации ТПО в составе ГРС |
Составляют Заключение на ТПО ГРС. |
«Исполнитель» |
|
ПРИЛОЖЕНИЕ
В
(ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ)
РЕКОМЕНДУЕМАЯ
ФОРМА ОТЧЕТА ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ОБСЛЕДОВАНИЯ ГРС
Согласовано Утверждаю
(Заказчик) (Исполнитель)
ОТЧЕТ №
О ПРОВЕДЕНИИ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ
ТРУБОПРОВОДОВ И ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГРС
(Договор №_____от_____)
ОБЪЕКТ: (Наименование ГРС), (Наименование ЛПУ)
Ответственный исполнитель работ (должность, ФИО)
200____ г.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Регистрация работ
2. Перечень диагностического оборудования
3. Цель работы
4. Последовательность проведения работ
5. Сведения о рассмотренных документах
6. Краткая характеристика объекта диагностирования
7. Результаты технического диагностирования
7.1. Результаты рассмотрения документации
7.2. Результаты диагностирование газопроводов (электрометрическое обследование)
7.3. Результаты диагностики подземных трубопроводов (обследование в шурфах)
7.4. Результаты диагностирования надземных трубопроводов
8 Выводы
9. Мероприятия
10. Заключение
11. Формуляр 1. Перечень деталей и элементов ТПО ГРС
12. Формуляр 2. Визуальный и измерительный контроль
13. Формуляр 3. Вибродиагностический контроль
14. Формуляр 4. Контроль изгибных деформаций ТПО ГРС
15. Формуляр 5. Ультразвуковая толщинометрия элементов ТПО ГРС
16. Формуляр 6. Ультразвуковой контроль сварных соединений
17. Формуляр 7. Измерение твердости металла ТПО ГРС
18. Формуляр 8. Контроль электрических параметров средств ЭХЗ и состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводов
1. Регистрация работ
Вид работ |
|
||
Дата начала |
|
||
Дата окончания |
|||
|
ФИО |
№ квалификационного удостоверения |
Виды контроля, уровень |
Состав бригады |
1. |
|
|
2. |
|||
3. |
|||
4. |
|||
5. |
|||
Организация, проводившая обследование ГРС |
|
||
Разрешение организации, проводившей обследование ГРС |
|
||
Субподрядная организация |
|
||
Разрешение субподрядной организации |
|
||
Подписи членов бригады |
ФИО |
||
|
|||
|
|||
|
Приложения:а) копии лицензий на производство работ;
б) копии удостоверений по видам работ.
2. Перечень диагностического оборудования
№ п/п |
Тип и заводской номер прибора |
Свидетельство о поверке |
Дата следующей поверки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Цель работы
Оценка технического состояния трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов и определение сроков последующего обследования согласно требованиям:
- Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;
- ПБ 03-246-98 «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности»;
- ВРД 39-1.10-006-00 «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов»;
- ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
- Методики определения технического состояния трубопроводов технологической обвязки газораспределительных станций магистральных газопроводов;
- РД 03-484-02 «Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах»;
- РД 10-577-03 «Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций»;
- РД 03-606-03 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю»;
- СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы»;
- СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы»;
- ВРД 39-1.10-043-2001 «Положение о порядке продления ресурса магистральных газопроводов ОАО «Газпром»;
- РД 09-102-95 «Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных ГГТН России»;
- ВСН-006-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка»;
- ВСН-012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ».
- ГОСТ 26568-85 «Вибрация. Методы и средства защиты. Классификация»;
- ГОСТ 16037-80 «Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы. Конструктивные элементы и размеры»;
- ГОСТ 20415-82 «Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие положения»;
- ГОСТ 22761-77 «Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия»;
- ГОСТ 8732-78 «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент»;
- ГОСТ 8731-78 «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические условия»;
- ГОСТ 14782-86 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые»;
- ГОСТ 18442-80 «Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования»;
- ГОСТ 7512-82 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод»;
- ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»;
- Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов. ВНИКнефтехимоборудование. Утв. 17.07.96;
- Инструкция по проведению диагностического обследования надземных технологических трубопроводов обвязок АВО газа. ОАО «Газпром» 06.03.00;
- Инструкция по проведению диагностического обследования надземных технологических трубопроводов обвязок нагнетателей ГПА. ОАО «Газпром» 06.03.00.
4. Последовательность проведения работ:
- анализ технической документации на трубопроводы и оборудование ГРС;
- сбор информации (замечаний) о работе ГРС от обслуживающего персонала;
- диагностирование надземных трубопроводов неразрушающими методами контроля;
- диагностика подземных трубопроводов. (Электрометрическое обследование);
- диагностирование подземных трубопроводов неразрушающими методами контроля (шурфовое обследование);
- анализ полученных результатов;
- составление настоящего Заключения с указанием возможности и сроков дальнейшей эксплуатации.
5. Сведения о рассмотренных документах
На трубопроводы и оборудование ГРС имеется проектная, конструкторская, эксплуатационная и ремонтная документация. Предоставленные документы:
- Паспорт ГРС;
- Технологическая схема ГРС;
- Проектный чертеж ГРС;
- Проекты газопроводов;
- Исполнительная схема сварных стыков;
- Сварочный журнал;
- Проектные чертежи опор;
- Заводские сертификаты на элементы ТПО;
- Паспорта на запорно-регулирующую арматуру.
6. Краткая характеристика объекта диагностирования
Тип ГРС
Владелец ГРС
Организация, эксплуатирующая ГРС
Год ввода в эксплуатацию
Наименование магистрального газопровода
Наименование газопровода-отвода
Количество входных ниток, диаметр (мм)
Количество выходных ниток, диаметр (мм)
Рабочее и проектное давление на входе и выходе
Температура газа на входе и выходе
Производительность проектная и фактическая
7. Результаты технического диагностирования
7.1. Результаты рассмотрения документации
Заказчиком была представлена документация, перечисленная в п. 5
При монтаже ГРС использованы следующие элементы:
Трубы диаметром
Отводы диаметром
Тройники диаметром
Переходы диаметром.
Реконструкция и ремонт ТПО и оборудования ГРС проводились (не проводились)
Диагностические обследования с начала эксплуатации ГРС проводились (не проводились)
Аварий на обследуемой ГРС по данным эксплуатирующей организации не было (были)
Тип противокоррозионной изоляции подземных газопроводов
Тип противокоррозионной изоляции надземных газопроводов
Наличие станции катодной защиты
7.2. Результаты диагностирования подземных трубопроводов (электрометрического обследования)
Работы проводятся с целью определения мест утечек газа, повреждений изоляции, наличия активной электрохимической защиты газопровода, для предварительной оценки технического состояния газопровода и определения мест контрольной шурфовки газопровода. Результаты диагностики приведены в формуляре 8.
7.3. Результаты диагностирования подземных трубопроводов (обследование в шурфах)
Целью обследования является уточнение данных об объекте, полученных при электрометрическом обследовании, определение фактических свойств изоляционного покрытия, состояния поверхности металла труб газопровода, толщины их стенки, определение механических свойств металла газопровода, а также оценка качества сварных соединений. Результаты диагностирования приведены в формулярах № 2, 5, 6, 7.
7.4. Результаты диагностирования надземных трубопроводов
Целью диагностирования надземных трубопроводов является уточнение данных об объекте, полученных при анализе проектной документации, осмотр внешнего вида надземных трубопроводов, осмотр состояния опор надземных трубопроводов, определение фактической толщины стенки элементов ТПО, определение механических свойств металла элементов ТПО, с толщиной, близкой к минимально допустимой, измерение вибрации ТПО ГРС, оценка качества сварных соединений, обнаружение деформаций трубопроводной обвязки.
В ходе работ по диагностированию надземных трубопроводов составляется перечень деталей и элементов ТПО ГРС.
Проводятся измерения фактических размеров элементов ТПО ГРС.
Результаты диагностирования приведены в формулярах № 1-7.
8. Выводы:
1. Техническая документация (наличие)
2. Состояние подземных газопроводов
3. Фактическая толщина элементов
4. Вибрация ТПО ГРС
5. Результаты УЗК
6. Состояние надземных трубопроводов
9. Мероприятия
Для безаварийной дальнейшей эксплуатации трубопроводной обвязки ГРС необходимо выполнение следующих мероприятий:
10. Заключение
В соответствии с п. 4.1.17. ВРД 39-1.10-069-2002 диагностируемые трубопроводы допускаются к дальнейшей эксплуатации в составе ГРС при рабочих параметрах на срок не более 5 лет, при условии выполнения п. 9 настоящего Заключения, и соблюдении установленных требований по условиям пуска и эксплуатации ГРС.
Подпись специалиста, ___________ФИО (М.П.)
11. ФОРМУЛЯР 1. ПЕРЕЧЕНЬ ДЕТАЛЕЙ И ЭЛЕМЕНТОВ ТПО ГРС
Условные обозначения для наименований деталей (Кт - катушка и т.д.)
№ |
№ сварных соединений |
Наименование детали |
Тип, диаметр |
Марка стали |
Примечание |
|
|
Кт - катушка |
|
|
|
|
|
От - отвод |
|
|
|
|
|
Вр - врезка |
|
|
|
|
|
Зд - заглушка |
|
|
|
|
|
Тр - тройник |
|
|
|
|
|
Пр - переходник |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выводы:
Формуляр 1а. Технологическая схема ГРС с указанием сварных соединений, деталей и т.д.
12. ФОРМУЛЯР 2. ВИЗУАЛЬНЫЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ
При проведении ВИК использовали следующие приборы:
№ п/п |
Вид осмотра |
Результаты контроля |
1 |
2 |
3 |
1 |
Состояние изоляционного покрытия подземной части ТПО ГРС (по результатам обследования в шурфах) |
|
2 |
Состояние элементов ТПО ГРС надземной и подземной (в шурфах) части |
|
3 |
Состояние сварных соединений трубопроводов надземной и подземной (в шурфах) части |
|
4 |
Состояние опор |
|
Формуляр 2а. Эскизы опор
Измерения провели:______________________
Выводы:________________________________
13. ФОРМУЛЯР 3. ВИБРОДИАГНОСТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ТПО ГРС
Таблица результатов измерения вибрации в контрольных точках ТПО:
Направление |
Вертикаль, мм/с |
Горизонталь, мм/с |
Осевое, мм/с |
№ точки |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Формуляр 3а. Технологическая схема ГРС с указанием точек замера вибраций
Измерения провели:______________________________
Выводы:________________________________________
14. ФОРМУЛЯР 4. КОНТРОЛЬ ИЗГИБНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ТПО ГРС
Таблица измерения изгибных деформаций
№ точек |
Условный диаметр, мм |
σизгиб от инерционных нагрузок |
σизгиб от смещения опор при шарнирноопертом трубопроводе |
σизгиб от смещения опор при консольном закреплении трубопровода |
Выводы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Измерения провели:________________________________
Выводы:__________________________________________
15. ФОРМУЛЯР 5. УЛЬТРАЗВУКОВАЯ ТОЛЩИНОМЕТРИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ТПО ГРС
Таблица измерения толщины стенки элементов ТПО ГРС
Толщина стенок трубопровода |
|||||||||
Дата проведения измерений: |
|||||||||
№ шва |
Элемент |
Минимальная толщина стенки, мм |
Мин. допуст. мм |
Вывод |
|||||
а |
в |
С |
D |
E1 |
A1 |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Формуляр 5а. Карта измерения толщины стенок элементов ТПО
Формуляр 5б. Схема ГРС с указанием элементов ТПО
Измерения провели:____________________________
Выводы:______________________________________
ФОРМУЛЯР 5а КАРТА ИЗМЕРЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНОК ЭЛЕМЕНТОВ ТПО
Примечание:
1. Швы обозначаются номерами: например, №1.1 - зона до шва (по ходу газа), №1.2 - зона после шва;
2. Е1 и А1 - точки на отводе между швами
16. ФОРМУЛЯР 6. УЗК СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
Измерения провели в соответствии с ВСН 012-88 (стандартом ОАО «Газпром»)
№ п/п |
№ стыка по схеме |
Диаметр и толщина стенки сварного соединения, мм |
Частота, МГц |
Угол ввода луча, град. |
Размеры углового отражателя в СОП, мм |
Описание обнаруженных дефектов согласно BCН 012-88 (стандартом) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Контроль ____________________________________________________________проводил:
Выводы:______________________________________________________________________
17. ФОРМУЛЯР 7. ИЗМЕРЕНИЕ ТВЕРДОСТИ МЕТАЛЛА ТПО ГРС
Таблица результатов измерения твердости основного металла
Таблица результатов измерения |
||
№ зоны контроля |
Dн трубы, мм |
Измерение значения твердости металла (НВ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Измерения ____________________________________________________________провели:
Выводы:______________________________________________________________________
18. ФОРМУЛЯР 8. КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СРЕДСТВ ЭХЗ И СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Дата проведения контроля: «___»____________
Объект |
|
Состав документации: |
|
Содержание документа |
|
№ документа |
|
8.1. |
Схема расположения ТПО ГРС с указанием мест шурфовки, измерений ρг |
8.2. |
Технические параметры работы УКЗ |
8.3. |
Карта измерения потенциалов включения Uт-з вкл, потенциалов отключения Uт-з выкл, результаты измерения значений Uт-з вкл, Uт-з выкл |
8.4. |
Графики распределения защитных потенциалов вдоль входного трубопровода |
8.5. |
Схема расположения УКЗ |
8.6. |
Регламент и результаты определения величины сопротивления растекания анодного заземления Rаз |
8.7. |
Регламент и результаты измерения удельных сопротивлений ρг грунта |
8.8. |
Регламент и результаты измерения напряжений Uт-з и Uф на фланцах |
8.9. |
Регламент и результаты определения мест повреждения изоляционного покрытия ТПО ГРС |
8.10. |
Выводы |
8.11. |
Рекомендации |
8.12. |
Приложения: акты шурфовки, результаты измерений самопишущими приборами (РАД, MoData, MiniLog и т.д.) |
Формуляр 8.1. Схема расположения ТПО ГРС с указанием мест шурфовки, измерений ρг
ФОРМУЛЯР 8.2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ РАБОТЫ УКЗ
Технический параметр УКЗ |
Значение параметра |
|
Тип катодной станции |
|
|
Мощность УКЗ (Вт) |
|
|
Напряжение УКЗ (В) |
по прибору УКЗ |
|
по контрольному прибору |
|
|
Ток УКЗ (А) |
по прибору УКЗ |
|
по контрольному прибору |
|
|
Расчетное сопротивление цепи УКЗ (Ом) |
|
|
Сопротивление растеканию тока AЗ (Ом·м) |
|
|
Удельное сопротивление грунта в зоне AЗ (Ом·м) |
|
|
Значение разности потенциалов «труба - земля» в точке дренажа (В) |
|
|
|
||
Показания счетчика расхода электроэнергии |
|
|
Запас УКЗ по мощности, % |
|
|
Тип анодного заземления |
|
Формуляр 8.3. План коммуникаций ГРС с указанием точек измерения потенциалов включения Uт-з вкл, потенциалов отключения Uт-з выкл
Результаты измерения значений Uт-з вкл, Uт-з выкл например:
Измеряемые величины:
- потенциал включения Uт-з вкл, [В];
- потенциал выключения Uт-з выкл, [В].
Точки измерения в соответствии со схемой формуляра 8.3.
Измерения проводили в соответствии с [ ], приборами:
- _____________заводской № ________________________
- _____________заводской № ________________________
Дата проведения измерений:_________________________
№ точки изм. |
Координаты точки измерений, м |
Uт-з вкл, B |
Uт-з выкл, B |
1 |
|
|
|
2 |
|
|
|
3 |
|
|
|
… |
|
|
|
Формуляр 8.4. Графики распределения защитных потенциалов вдоль входного трубопровода.
Формуляр 8.5. Схема расположения УКЗ.
Формуляр 8.6. Результаты определения величины сопротивления растекания анодного заземления Rаз.
Измеряемая величина - сопротивление растекания анодного заземления Rаз, [Ом·м]
Измерения проводили прибором:
- _______________заводской № ________________по методике, изложенной в паспорте на
прибор, в соответствии с требованиями [ ].
Rаз, [Ом·м] =
Дата проведения измерений: _______________________________________
Формуляр 8.7. Регламент и результаты измерения удельных сопротивлений ρг грунта
Измеряемая величина - удельное сопротивление грунта ρг, [Ом м].
Измерение проводили прибором:
- ______________заводской № _________________по методике, изложенной в паспорте на прибор, в соответствии с требованиями [ ].
Зона измерения в соответствии со схемой измерений формуляра 8.1.
Дата проведения измерений: _____________________
№ точки на карте измерений |
Удельное сопротивление грунта ρг, [Ом м] |
1. |
|
2. |
|
3. |
|
|
|
… |
|
Формуляр 8.8. Регламент и результаты измерения напряжений на фланцах:
Измеряемые величины:
- напряжение на изолирующем фланце Uф, [В];
- разность потенциалов Uт-з до фланца и после фланца (одновременные изменения).
Измерение проводили прибором:
- _________________заводской №, _______________в соответствии с требованиями [ ].
Место измерения: входные и выходные изолирующие фланцы.
Дата проведения измерений: __________________
Наименование фланца |
Uт-з, В (до ГРС) |
Uт-з, В (после ГРС) |
Uф, В |
Входные фланцы |
|
|
|
Выходной фланец |
|
|
|
… |
|
|
|
Формуляр 8.9. Регламент и результаты определения мест повреждения изоляционного покрытия ТПО ГРС
Точки измерения вдоль оси трубы с интервалом 1 - 5м.
Измерения проводили прибором __________заводской №, ____________________в соответствии с [...] и руководством по эксплуатации прибора.
Результаты:___________________________________________________________________
Формуляр 8.10. Основные выводы по результатам проведенных электрометрических измерений и проверки состояния средств ЭХЗ
В выводах необходимо отразить:
1. Способ защиты (раздельная или совместная с другими коммуникациями).
2. Наличие блуждающих токов:
- анодные зоны;
- катодные зоны;
- знакопеременные зоны.
3. Защищенность по протяженности и времени, % (при недозащищенности указать причины).
4. Состояние средств ЭХЗ (УКЗ, ИФ).
5. Состояние изоляции в шурфах.
6. Коррозионное состояние металла трубы в шурфах.
7. Другое.
Формуляр 8.11. Рекомендации по устранению обнаруженных нарушений работы средств ЭХЗ и устранению выявленных дефектов, по проведению работ для обеспечения 100% защищенности подземной части ТПО ГРС.
Приложение
Г
(обязательное)
Рис. 2. Зависимость напряжения изгиба от инерционных нагрузок для шарнирно опертого трубопровода:
σизг и, МПа - напряжение изгиба; L, м - расстояние между опорами; d, м - диаметр трубопровода; Е, МПа - модуль упругости 2·105
Рис. 3. Зависимость напряжения изгиба от смещения опор для шарнирно опертого трубопровода:
σизг.оп., МПа - напряжение изгиба; L, м - расстояние между опорами; d, м - диаметр трубопровода; fсм. оп. мм - смещение опоры; Е, МПа - модуль упругости 105
Рис. 4. Зависимость напряжения изгиба при консольном закреплении трубопровода:
σизг.оп., МПа - напряжение изгиба; L, м - длина консоли; d, м - диаметр трубопровода; fсм.оп , мм - смещение опоры; Е, МПа - модуль упругости 2-105
Рис. 5. Зависимость толщины стенки трубопровода от диаметра при различных значениях напряжения изгиба с запасом прочности п - 2,5
(Ст20 σв = 412 МПа, Р = 3,43 МПа)
Рис. 6. Зависимость толщины стенки трубопровода от диаметра при различных значениях напряжения изгиба с запасом прочности п = 2,5
(Ст20 σв = 412 МПа, Р = 5,39 МПа)
Рис. 7. Зависимость толщины стенки трубопровода от диаметра при различных значениях напряжения изгиба с запасом прочности п - 2,5
(Ст20 σв = 412 МПа, Р = 6,27МПа)
Рис. 8. Зависимость толщины стенки трубопровода от диаметра при различных значениях напряжения изгиба с запасом прочности п = 2,5
(Ст20 σв = 412 МПа, Р = 7,40 МПа)
Рис. 9. Зависимость толщины стенки трубопровода от диаметра при различных значениях напряжения изгиба с запасом прочности п = 2,5
(СтО9Г2С σв = 490 МПа, Р=3,43 МПа)
Рис. 10. Зависимость толщины стенки трубопровода от диаметра при различных значениях напряжения изгиба с запасом прочности п = 2,5
(СтО9Г2Сσв = 490МПа, Р=5,39МПа)
Рис. 11. Зависимость толщины стенки трубопровода от диаметра при различных значениях напряжения изгиба с запасом прочности п = 2,5
(Ст09Г2С σв = 490 МПа, Р=6,27 МПа)
Рис. 12. Зависимость толщины стенки трубопровода от диаметра при различных значениях напряжения изгиба с запасом прочности п = 2,5
(Ст09Г2Сσв = 490МПа, Р = 7,40 МПа)
НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
1. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.
2. ГОСТ 27.004-85. Надежность в технике. Системы технологические. Термины и определения.
3. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения.
4. ВРД 39-1.10-069-2002. Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных трубопроводов. - М., 2003.
5. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов. - М., Недра, 1985.
6. ВРД 39-1.10.006-2000*. Правила технической эксплуатации магистральных трубопроводов. - М., 2002.
7. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. - ПБ 12-259-03.
8. Правила охраны магистральных трубопроводов. - Госгортехнадзор, 1992.
9. Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России. Утверждено Постановлением Госгортехнадзора России от 11 01.99 №2.
10. Методические указания по диагностированию технического состояния и определению сроков последующего освидетельствования технологических трубопроводов и сосудов, работающих под давлением, компрессорных станций РАО «Газпром», ИТЦ «ОРГТЕХДИАГНОСТИКА», 1996.
11. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России. Утвержден Госгортехнадзором 17.11.95.
12. РД 07-135-92. Рекомендации по разработке методики определения ресурса остаточной работоспособности действующего технологического оборудования химических, нефтехимических, нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих производств. Госпроматомнадзор СССР. Введен в действие со 02.01.92.
13. Положение о порядке диагностирования технологического
оборудования, взрывоопасных производств топливно-энергетического комплекса.
Утверждено Первым зам. министра топлива и энергетики Российской Федерации А.Е.
Евтушенко,
14. Положение о порядке установления допустимых сроков эксплуатации технологического оборудования взрывопожаробезопасных производств газоперерабатывающих предприятий ГГК «Газпром». Утверждено 25.06.92.
15. РД 38.13.004-86. Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10 МПа (100 кг/см2). Утвержден Миннефтехимпромом СССР 01.04.1986. Согласовано Госгортехнадзором СССР 11.04.1986.
16. Методические указания по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защиты подземных трубопроводов от коррозии. Утверждены заместителем председателя Государственного газового концерна «ГАЗПРОМ» Р.И. Вяхиревым 07.12.1989 г.
17. Руководство по эксплуатации средств противокоррозионной защиты трубопроводов. ВНИИГАЗ. - М., 1994.
18. ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
19. ГОСТ 9.602-89. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.
20. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
21. Тишин В.Г. Основания и фундаменты объектов нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1985.
22. Инструкция по нивелированию 1, 2, 3, 4 класса. - М., Недра, 1974.
23. ГОСТ 10528-76. Нивелиры. Технические условия.
24. Руководящий технический материал РТМ 38.001-94. Указания по расчету на прочность и вибрацию технологических стальных трубопроводов. Утвержден Минтопэнерго России 26.12.1994. Согласован Госгортехнадзором России 20.12.1994.
25. Методика расчета технологических трубопроводов компрессорных станций. - Мингазпром, 1987.
26. РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. М., 2003.
27. ГОСТ 24521-80. Контроль неразрушающий оптический. Термины и определения.
28. ГОСТ 3242-86. Соединения сварные. Методы контроля качества.
29. ПНАЭ Г-7-016-89. Унифицированные методики контроля основных материалов, полуфабрикатов, сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Визуальный и измерительный контроль.
30. ГОСТ 24297-87. Входной контроль продукции. Основные положения.
31. ГОСТ 25863-83. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые контактные. Общие технические требования.
32. Инструкция по контролю толщин стенок отводов надземных газопроводов технологической обвязки КС, ДКС, ГРС и гребенок подводных переходов магистральных газопроводов. М., ОАО «Газпром», 1998.
33. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.
34. ГОСТ 23049-84. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Основные параметры и общие технические требования.
35. РД 34.10.133-97. Настройка ультразвуковых дефектоскопов.
36. ГОСТ 23667-79. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерения основных параметров.
37. ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Сварные соединения. Радиографический метод.
38. ГОСТ 23055-78. Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля.
39. РД-03-131-97 «Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов».
40. ГОСТ 27655-88. Акустическая эмиссия. Термины, определения и обозначения.
41. ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.
42. ОСТ 92-4607-85. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.
43. ГОСТ 21104-75. Контроль неразрушающий. Феррозондовый метод.
44. ИЦМ-02-28-93. Технологическая инструкция по магнитопорошковой дефектоскопии. - М., 1993.
45. ПНАЭ Г-7-015-89. Унифицированная методика контроля основных материалов, полуфабрикатов, сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Магнитопорошковый контроль.
46. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.
47. И 26-7-74. Отраслевая инструкция. Контроль методом цветной дефектоскопии.
48. ОСТ 34-76-83. Контроль неразрушающий. Сварные соединения трубопроводов и конструкций. Цветной метод.
49. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. М.: Часть I, 1989.
50. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. М.: Часть II, 1990.
51. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М., 1997.
52. СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы. М., 1997.
53. РД 558-97. Руководящий документ по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах. М., 1997.
54. Р 51-31323949-42-99. Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов. М., 1998.
55. Испытания материалов. Справочник. Под ред. X. Блюменауэра. М.: Металлургия, 1979.
56. ГОСТ 9012-59. Метод измерения твердости по Бринеллю.
57. ГОСТ 2999-75. Метод измерения твердости по Виккерсу.
58. ГОСТ 8.335-78. Меры твердости образцовые. Методы и средства поверки.
59. ГОСТ 8.062-79. Государственный специальный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерения твердости по шкалам Бринелля.
60. ГОСТ 8.063-79. Государственный специальный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерения твердости по шкалам Виккерса.
61. ГОСТ 22761-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия.
62. Марковец М.П. Определение механических свойств металлов по твердости. М.: Машиностроение, 1979.
63. ГОСТ 1497-84 [СТ СЭВ 471-77]. Металлы. Методы испытаний на растяжение.
64. ГОСТ 9651-84 [СТ СЭВ 1194-73]. Металлы. Методы испытаний на растяжение при повышенных температурах.
65. ГОСТ 11150-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение при пониженных температурах.
66. ГОСТ 9454-78 [СТ СЭВ 472-77, СТ СЭВ 473-77]. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах.
67. ГОСТ 10243-75. Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений.
68. ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна.
69. ГОСТ 17375-83; ГОСТ 17376-83; ГОСТ 17378-83; ГОСТ 17380-83. Детали трубопроводов стальные бесшовные приварные на Ру ≤ 10 МПа (≤ 100 кг/см2).
70 ГОСТ 8731-74; ГОСТ 8732-78 (СТ СЭВ 1482-78). Трубы стальные бесшовные горячедеформированные.
71. ОСТ 102-39-85. Детали магистральных трубопроводов бесшовные приварные на Ру до 10,0 МПа (100 кг/см2). Типы, основные параметры и размеры.
72. ОСТ 102-40-85. Детали магистральных трубопроводов бесшовные приварные на Ру до 10,0 МПа (100 кг/см2). Отводы крутоизогнутые протяжные. Конструкция и размеры.
73. Методика по диагностике и оценке технического состояния запорно-регулирующей арматуры в эксплуатации. М.: ДОАО «Оргэнергогаз», 2001.
74. Инструкция по проведению диагностического обследования (паспортизации) надземных технологических трубопроводов обвязок нагнетателей ГПА. (Вторая редакция, дополненная и измененная). Утверждена 6 марта 2000.
75. Инструкция по проведению диагностического обследования (паспортизации) подземных технологических трубопроводов промплощадок компрессорных станций. (Вторая редакция, дополненная и измененная). Утверждена 16 мая 2000.
76. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов
атомных энергетических установок ПНАЭ Г-7-002-
77. Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. М.: ВНИИГАЗ, ВНИИСТ, 2000.
78. ТУ 102-488-95. Детали соединительные и узлы магистральных и промысловых трубопроводов на Рр до 10 МПа (100 кгс/см2).
79. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. М., 1990.
80. ВСН 009-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки электрохимической защиты. М.,1990.
81. Инструкция по проведению виброизмерений при базовых обследованиях технического состояния надземных технологических трубопроводов обвязок центробежных нагнетателей. ВНИИГАЗ, 2001.
82. Методика проведения периодического контроля вибросостояния трубопроводов КЦ КС МГ с центробежными полнонаправлеными нагнетателями. ВНИИГАЗ, 2002.
83. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник под ред. В. В. Клюева. М., 1997.
84 РД 153-34.1-17.461-00. Методические указания по капиллярному контролю сварных соединений, наплавок и основного металла при изготовлении, монтаже, эксплуатации и ремонте объектов энергетического оборудования. М., 2000.
85. Изменение и дополнение к нормативно-техническому документу: «Инструкция по контролю толщин стенок отводов, надземных газопроводов, технологической обвязки КС, ДКС, ГРС и гребенок подводных переходов магистральных трубопроводов». Утверждено 24.04.2001.
86. Справочное пособие по сопротивлению материалов. Под ред. М.Н. Рудицина, 1970.
87. Расчеты на прочность в машиностроении. - т. 1, под ред. С.Д. Пономарева, 1956.
88. РД 51-1-98 Методика оперативной компьютерной диагностики локальных участков газопроводов с использованием магнитной памяти металла. М., 1998.
89. ПБ 03-593-2003 Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов.
90. Методика феррозондового контроля стыковых сварных соединений технологических трубопроводов и оборудования «высокой стороны» КС. М., 2000.
СТО Газпром РД 1.10-098-2004 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |