ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

 

ПОЛОЖЕНИЕ

ПО ОРГАНИЗАЦИИ И ПРОВЕДЕНИЮ КОМПЛЕКСНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ЕСГ

 

 

РАЗРАБОТАНО  ВНИИГазом (д.т.н. проф. В.В.Харионовский, к.т.н. В.М.Ботов, к.т.н. В.И.Городниченко, д.т.н. В.П.Черний, к.т.н. И.Н.Курганова, к.т.н. Ю.П.Бородин, Б.В.Сидоров, к.т.н. С.С.Фесенко, Н.В.Семин), ДАО "Оргэнергогаз" (П.П.Трофимов, Н.А.Муханов, к.т.н. В.В.Спиридонов, к.т.н. Н.В.Спиридонова, к.т.н. Г.М.Прокофьева, Н.Г.Лошманова), ПО "Спецнефтегаз" (к.т.н. Б.И.Мирошниченко, к.т.н. Г.В.Карпенко), ДП "Оренбурггазпром" (А.И.Резвых, к.т.н. В.А.Полозов), ОАО "Газпром" (В.В.Салюков, В.И.Степанов), Управление газового надзора (В.Д.Шапиро).

 

УТВЕРЖДЕНО Заместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" В.В.Ремизовым 22 июля 1998 г.

 

СОГЛАСОВАНО с Госгортехнадзором России от 8 июля 1998 г., № 10-03/355, Управлением науки, новой техники и экологии ОАО "Газпром", Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром", Управлением газового надзора ОАО "Газпром".

 

 

"Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ" предназначено для использования предприятиями газовой промышленности, в том числе организациями, осуществляющими комплексное диагностирование ЛЧ МГ ЕСГ.

В Положении рассматриваются задачи и организация технического надзора и диагностирования линейной части магистральных газопроводов, планирование. Система и методы диагностирования ЛЧ МГ, виды средства и периодичность текущего диагностирования экосистемы "Трубопровод - окружающая среда", аэрокосмический и аэровизуальный мониторинг, внутритрубная дефектоскопия, внешние приборы и методы контроля технического состояния и параметров трубопроводов.

 

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

 

В настоящее время стратегия ОАО "Газпром" в области научно-технического прогресса ориентирована на интенсификацию процессов во всех звеньях технологической цепочки добычи, транспорта и переработки газа. Реализация этой стратегии требует формирования комплекса мероприятий по повышению эксплуатационной надежности. А современные повышенные требования к экологии и безопасности делают обязательным развитие и внедрение системы диагностического обслуживания магистральных газопроводов, позволяющей обеспечить надежное функционирование газотранспортной системы.

В отрасли сформировалась организационная структура выполнения диагностических работ, охватывающая подразделения центрального аппарата, ответственные за это направление деятельности, газотранспортные предприятия, специализированные диагностические организации Оргэнергогаз и Спецнефтегаз, головной технологический институт ВНИИГАЗ. Вместе с тем, ряд важных вопросов развития технической диагностики до настоящего времени не решен. В отрасли необходимо совершить переход от отдельных, зачастую не связанных между собой, работ к организации комплексной системы диагностики (рис.1), основанной на единых методологических, инженерных и организационных подходах. С этой целью разрабатывалось Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ, определяющее концепцию диагностирования, организацию диагностирования и информационного обеспечения, виды, средства и периодичность диагностирования и состав работ.

 

Организационная структура системы диагностического обслуживания линейной части

магистральных газопроводов ОАО "Газпром"

 

 

Рис.1

Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ разработано впервые на основе анализа существующих нормативных документов, законченных научно-исследовательских работ, отечественного и зарубежного опыта проектирования, строительства и эксплуатации магистральных газопроводов, нефтепроводов и конденсатопроводов. В нем отражены особенности диагностирования трубопроводных систем, прокладываемых в различных региональных условиях, включая районы распространения многолетнемерзлых грунтов, а также новые технические и технологические решения сооружения и эксплуатации магистральных трубопроводов.

При разработке Положения были учтены предложения и замечания организаций ОАО "Газпром", государственных и ведомственных органов надзора и независимых органов технадзора.

Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ согласовано Федеральным горным и промышленным надзором России (Госгортехнадзор России) письмом № 10-03/355 от 8 июля 1998 года.

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

Положение разработано в соответствии с "Положением о заказчике-застройщике (едином Заказчике, дирекции строящегося предприятия) и техническом надзоре", утвержденным Постановлением Госстроя СССР от 2 февраля 1988 года № 16, решением коллегии Госпроматомнадзора СССР от 19 октября 1991 года № 19, "Положением о проведении технической диагностики и технадзора ПО "Союзоргэнергогаз" на газовых объектах Министерства газовой промышленности", утвержденным Министерством газовой промышленности от 27 апреля 1989 года, "Временным положением по приемке законченных строительством объектов", утвержденным Постановлением Госстроя России от 9 июля 1993 года № БЕ-19-11/13, "Положением о техническом надзоре заказчика за качеством строительства (реконструкции) и капитального ремонта объектов газовой промышленности", "Положением об авторском надзоре проектных организаций за строительством предприятий, зданий и сооружений" СНиП 1.06.05-85, "Положением о независимом техническом надзоре и контроле качества строительства объектов газотранспортной системы "Ямал-Европа", утвержденным ОАО "Газпром" 29.05.96 г., и направлено на обеспечение надежности вводимой в эксплуатацию и эксплуатирующейся линейной части магистральных трубопроводов.

1.1. Положение распространяется на магистральные газопроводы (МГ), устанавливая систему организаций контроля и диагностики линейной части (ЛЧ) МГ, и является обязательным для всех предприятий, осуществляющих проектирование, строительство и эксплуатацию МГ, а также специализированных организаций, проводящих работы по контролю и диагностике МГ.

1.2. Контроль и технический надзор за ЛЧ МГ должны осуществляться в течение всего периода и на всех стадиях создания и эксплуатации объектов, включая проектирование, строительство, приемку в эксплуатацию и эксплуатацию ЛЧ МГ, в соответствии с существующими государственными и международными стандартами, строительными нормами и правилами (СНиП) и другими нормативными актами с использованием отечественного и зарубежного передового опыта, а также прогрессивных методик, технологий и средств.

1.3. При контроле и диагностировании технического состояния ЛЧ МГ должна быть использована информация, получаемая при изысканиях, проектировании, строительстве и производственном контроле подрядчика, авторском надзоре проектных организаций, испытаниях и приемке объектов в эксплуатацию, эксплуатации и техническом надзоре заказчика, специальном диагностировании и исследовательских работах, надзоре государственных и ведомственных органов. Вся информация должна заноситься и храниться в банках данных на данный объект и его части. Принципиальная схема формирования информационной базы на этапах жизненного цикла магистрального газопровода представлена в таблице 1.

 

 

 

 

 

 

Таблица 1

 

Формирование информационной базы на этапах жизненного цикла

магистрального газопровода

 

	Банк данных	Методы и средства получения информации
Стадии	(информационная база)	Ранняя диагностика	Штатная диагностика
			плановая	эпизодическая
1	2	3	4	5
Научно-техническая подготовка	Технологические и строительные нормы и правила, стандарты, технические условия, указания, инструкции, методики, руководства, средства диагностирования.
Проектирование	Материалы проектные, изысканий, НИР, экспертизы. Карты, планшетные аэрофотосъемки. Разделы проекта по диагностике и охране окружающей среды и др. Оценка надежности.	Проведение изысканий под объекты, изучение природно-климатических, топографических, гидрологических, биологических и других особенностей территории и трасс-линейных сооружений.	Аэрокосмическая съемка. Наземные обследования. Лабораторные исследования свойств материалов и грунтов.
Строительство	Физико-механические характеристики материалов, изделий, элементов сооружений и другие данные, характеризующие объект и технологические особенности его сооружения.	Материалы заводских и лабораторных испытаний материалов, изделий и оборудования, сертификатов, исполнительной документации. актов скрытых работ, приемно-сдаточных испытаний трубопроводов и оборудования.	Тестовое диагностирование. Вертолетные обследования. Внутритрубная диагностика. Лабораторные испытания материалов. Контроль сварных швов, изоляции, геометрии и другие обследования подводных трубопроводов.
Эксплуатация	Информация структурирования методологически взаимосвязанных баз данных по различным критериям. Методики оценки технического состояния объектов, системы обоснования необходимых мероприятий по поддержанию их надежности и работоспособности.		Вертолетные обследования: визуальные и со съемкой объектов. Наземные обследования с контролем потенциала катодной защиты и использованием методов неразрушающего контроля. Внутритрубная диагностика. Телеметрический контроль в процессе эксплуатации. Обследования с судов подводных переходов.	Аэрокосмическая съемка линейных сооружений. Испытания и переиспытания участков трубопроводов. Наземные исследования с применением различных средств и методик. Анализ отказов газопроводов.

 

2. ЗАДАЧИ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

2.1. Основными задачами контроля и диагностики ЛЧ МГ являются определение технического состояния на основе комплексного мониторинга в процессе создания и эксплуатации системы, оценка и прогнозирование динамики технического состояния с целью обеспечения надежной и безопасной эксплуатации газотранспортной системы.

2.2. Объектами технической диагностики являются все сооружения, установки, узлы и элементы согласно СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы" в составе экосистемы "трубопровод - окружающая среда", мониторинг которой должен рассматриваться как составная часть диагностики всей системы и ее элементов.

2.3. Диагностика технического состояния трубопровода должна учитывать результаты контроля на всех этапах его жизненного цикла от изысканий, проектирования, сооружения, испытаний, сдачи в эксплуатацию, приработки и нормального функционирования до этапов старения системы, ее ремонта и восстановления работоспособности.

2.4. Оценка технического состояния системы и ее параметров должна производиться на основе специально разработанных методик с учетом строительных и технологических условий (указаний), инструкций, проектных решений и других нормативных требований.

2.5. Контроль и мониторинг технического состояния трубопроводных систем включает:

- получение информации в предэксплуатационный период ("ранняя диагностика") из проектных материалов, включая материалы изысканий, лабораторных исследований грунтов, материалов и элементов сооружений; заводских исследований изделий и оборудования; сертификатов; исполнительной документации; приемо-сдаточных испытаний трубопроводов, по которой устанавливается степень соответствия системы техническим требованиям и ее работоспособность;

- получение информации при текущей эксплуатации системы по материалам периодических (плановых или эпизодических) обследований измерений, наблюдений за динамикой системы и окружающей среды и экологической ситуации в зоне расположения контролируемых объектов, включая получение информации при проведении ремонтных и восстановительных работ, а также реконструкции системы, используемой для принятия мер по поддержанию надежности и безопасности эксплуатации системы.

2.6. При плановом обследовании проверяют охранную зону и зону минимальных расстояний, переходы через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги, крановые площадки и площадки аварийных запасов труб, узлы приема и пуска очистных устройств, вдольтрассовые проезды, подъезды к газопроводам, мосты, дамбы, переезды через газопроводы, водопропускные и другие сооружения, вдольтрассовые линии связи и электропередачи, знаки обозначения трассы, состояние геодезической опорной сети, знаки судоходной обстановки, пересечения газопроводов с коммуникациями сторонних организаций (ЛЭП, нефтепродуктопроводами и т.п.), а также состояние средств обеспечения безопасности.

 

3. ОРГАНИЗАЦИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

3.1. Организационно комплексное техническое диагностирование за техническим состоянием ЛЧ МГ базируется на централизованной системе контроля заказчика в виде центров диагностики с региональными центрами и объектами производственными отделениями линейной службы заказчика, в которых формируются банки данных по конкретным объектам.

3.2. Центры диагностики согласовывают свою деятельность с соответствующими подразделениями центрального аппарата ОАО "Газпром", региональные центры диагностики и объектные производственные подразделения координируют свою деятельность с Управлением газового надзора и другими службами ОАО "Газпром", производственными организациями заказчика (эксплуатационными), подрядчика (строительно-монтажными), органами надзора (технического, пожарного, охраны природы и труда), проектными, научно-исследовательскими и другими организациями, а также региональными органами управления в пределах ЕСГ.

3.3. Для проведения работ по обследованию технического состояния ЛЧ МГ и сопутствующих этому работ центры диагностики могут привлекать на контрактной основе компетентные фирмы, в том числе и иностранные.

3.4. Организация системы комплексного технического диагностирования для обеспечения надежности и безопасности ЛЧ МГ должна осуществляться на базе:

- развития государственного регулирования безопасности трубопроводного транспорта, совершенствования законодательства о трубопроводном транспорте, разработки новых и модернизации существующих норм, правил технической эксплуатации и других нормативных и руководящих документов, направленных на обеспечение и поддержание надежности функционирования и безопасности трубопроводного транспорта;

- рациональной организации производства, строгой должностной регламентации, предусматривающей персональную ответственность должностных лиц и обслуживающего персонала за безаварийное функционирование объектов, организации специальных служб контроля за безопасностью трубопроводного транспорта;

- повышения квалификации персонала, системы обучения и переподготовки персонала, в том числе в области диагностики, надежности и безопасности эксплуатации объектов;

- улучшения организации проектирования, строительства и качества строительно-монтажных работ;

- совершенствования структуры ремонтных служб, служб по предотвращению и ликвидации пожаров и других последствий отказов трубопроводов, модернизации ремонтной техники;

- совершенствования диагностики технического состояния трубопроводов и оборудования, своевременного вывода объектов на реконструкцию, ремонт и замену оборудования;

- совершенствования всех форм слежения за режимами функционирования объектов, своевременного обнаружения утечек газа, рационального управления газопроводами и эксплуатацией оборудования;

- улучшения метрологического оснащения газопроводов, развития средств автоматизации и компьютеризации;

- разработки подходов к исследованию безопасности, построения математических моделей безопасности, создания методов уменьшения риска при проектировании и модернизации техногенных структур;

- улучшения информационного обеспечения моделей надежности и безопасности, создания банков данных о техническом состоянии ЛЧ МГ, авариях и отказах, разработки экспертных систем на базе современных компьютеров;

- совершенствования систем охраны и обеспечения безопасности трубопроводов и их оборудования.

3.5. Организация и фирмы, осуществляющие диагностирование ЛЧ МГ, обеспечивают своих специалистов необходимыми нормативно-техническими документами, техническими средствами контроля, спецодеждой и спецобувью в соответствии с "Типовыми отраслевыми нормами выдачи".

3.6. Для осуществления своевременного и качественного технического диагностирования Заказчик обязан:

3.6.1. Предоставлять необходимую проектную документацию и информацию в объеме банка данных по подконтрольным объектам и своевременно, в установленном порядке, ставить в известность о всех изменениях, вносимых в них.

3.6.2. Обеспечивать специалистов, осуществляющих диагностирование, временным жильем, средствами связи, транспортом, служебными помещениями, хозяйственным, культурно-массовым и медицинским обслуживанием наравне с работниками своих предприятий.

3.6.3. Включать специалистов по диагностике в состав рабочих и государственных комиссий по приемке объектов в эксплуатацию, комиссий по проведению очистки полости и испытаний трубопроводов, узлов и другого оборудования, а также комиссий по расследованию причин аварий и разработке мероприятий по ликвидации последствий.

3.6.4. Предоставлять своевременно информацию о техническом состоянии и параметрах наблюдений в центральный и отраслевые отделения комплексной системы контроля для внесения в банки данных соответствующих объектов.

3.6.5. Производить подрядным строительным организациям оплату только тех строительно-монтажных работ, качество выполнения и приемка которых подтверждены подписью и личным штампом линейного работника технадзора или руководителя спецучастка (группы).

 

4. СИСТЕМА ДИАГНОСТИРОВАНИЯ И СОСТАВ РАБОТ

 

4.1. Система технического диагностирования представляет собой совокупность различных методов и средств контроля на всех стадиях создания и эксплуатации сооружения различных объектов диагностики, а также исполнителей, осуществляющих диагностику по правилам, установленным соответствующей нормативно-технической документацией.

4.2. Техническая диагностика в процессе эксплуатации объекта выполняется для проверки его работоспособности, выявления дефектов, изменений технологических режимов и технического состояния ЛЧ МГ, а также условий взаимодействия с окружающей средой. Такой контроль, помимо диагностических обследований с применением технических средств, может включать прогнозирование остаточного ресурса, оценку опасности (риска) дальнейшей эксплуатации, выводы о необходимости ремонта или реконструкции, определение срока, типа и объема ремонтных работ, а также предложения по изменению технологического режима эксплуатации.

4.3. Диагностические исследования должны проводиться с учетом предварительного выявления потенциально опасных линейных участков (проходящих, например, в слабонесущих, пучинистых, вечномерзлых грунтах, на подрабатываемых или обводненных территориях, в горах и т.д.), а также особо ответственных и сложных объектов, контроля, таких, как надземные и подводные переходы, переходы под железными и автомобильными дорогами, технологические трубопроводы компрессорных станций, конструктивные узлы и т.д.

4.3.1. Система технического диагностирования ЛЧ МГ включает:

- обследования (осмотры, измерения) комплексом методов и средств с оценкой параметров технического состояния, характеризующих на разных этапах исправность и работоспособность трубопроводов, их элементов, оборудования и сопутствующих сооружений;

- наблюдения за динамикой условий эксплуатации, включая замеры давления, температуры продукта и окружающей среды, уровня грунтовых вод, ореолов оттаивания и промерзания грунта в полосе отвода и вокруг трубопровода, измерение коррозионной активности грунта, внешних нагрузок и воздействий, фиксацию деформаций трубопроводов и перемещений грунтов, окружающих трубопровод и на прилегающих территориях, и изменение других условий эксплуатации, а также экологической ситуации в зоне, окружающей контролируемые объекты.

4.3.2. При оценке технического состояния ЛЧ МГ решаются следующие задачи:

- определение возможности образования дефектов на участках газопроводов, эксплуатируемых в экстремальных условиях;

- установление динамики развития дефектов труб и защитных покрытий;

- установление динамики изменения физико-механических характеристик материала газопровода;

- определение изменения технологических параметров в процессе эксплуатации трубопроводов;

- определение динамики развития условий взаимодействия трубопроводов с окружающей средой;

- расчет аварийно-опасных участков трубопроводов, оптимальных режимов их эксплуатации и разработки предложений по поддержанию их конструктивной надежности;

- определение оптимальной технологии и средств диагностирования и ремонта ЛЧ МГ.

4.3.3. Техническое диагностирование ЛЧ МГ включает функциональное и тестовое диагностирование.

4.3.4. Функциональное диагностирование осуществляется в процессе нормальной эксплуатации ЛЧ МГ, в частности, при измерениях технологических параметров, условий окружающей среды, контроле напряженно-деформированного состояния и перемещений трубопроводов, контроле коррозионного состояния и т.д. В этом случае объект находится под влиянием рабочих нагрузок и воздействий.

4.3.5. Тестовое диагностирование объектов осуществляется при специально создаваемых контрольных нагрузках и воздействиях, отличающихся от эксплуатационных по величине и времени воздействия, в частности, при проверке служебных свойств труб, предэксплуатационных испытаниях или переиспытаниях трубопроводов, при испытаниях оборудования и изделий, при испытаниях материалов и изделий их разрушением (определение прочности и деформационных характеристик металла, бетона, грунта и т.п.). Нагрузки и воздействия при тестовом диагностировании, как правило, превышают рабочие, а время их воздействия ограничено.

4.4. При плановом обследовании ЛЧ МГ в состав работ входит определение технического состояния оборудования и коммуникаций:

- обнаружение нарушений Правил технической эксплуатации МГ, Правил охраны магистральных трубопроводов;

- выявление утечек, предаварийных состояний и аварий, других неполадок и повреждений;

- выявление неисправностей на близлежащих сооружениях и объектах, реально угрожающих целостности газопровода;

- проверка участков трубопровода на герметичность с уточнением размеров свищей и величин утечек газа;

- выявление коррозионных и эрозионных повреждений, трещин и других дефектов металла;

- измерение механических напряжений металла, деформаций и перемещений участков газопроводов;

- оценка состояния опор, креплений и других конструктивных элементов надземных переходов, узлов приема и пуска очистных устройств, расходомерных пунктов и т.п.;

- определение технического состояния подводных переходов;

- определение глубины заложения подземных газопроводов;

- оценка гидравлической эффективности, определение местных гидравлических сопротивлений;

- определение возможностей прохождения очистных или измерительных внутритрубных устройств (для участков, где такие устройства ранее не пропускались);

- визуальная или инструментальная оценка состояния изоляции и металла трубы при помощи электрометрии и шурфования.

 

5. МЕТОДЫ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

 

5.1. Для диагностирования технического состояния ЛЧ МГ необходимо использовать комплекс методов, позволяющих получить необходимую информацию об объекте.

5.1.1. На разных этапах диагностических обследований должны использоваться соответствующие методы измерений, обеспечивающие получение необходимых данных; при этом следует иметь в виду, что каждый из существующих методов диагностирования в отдельности позволяет получить лишь частные параметры тех или иных дефектов или параметров объекта и не позволяет дифференцированно оценить техническое состояние объекта.

5.1.2. Выбор методов и средств диагностирования обуславливается также конструктивными решениями трубопроводной системы (наличием узлов пуска-приема поршней, радиусом кривизны отводов, изменением диаметра трубопровода, видом прокладки), сроком службы трубопроводов, природно-климатическими условиями, наличием измерительных средств, возможностями транспорта и тому подобными факторами.

5.1.3. Техническое диагностирование различных трубопроводных систем и их элементов должно производиться различными методами и средствами с учетом: значимости газопроводов; технического состояния конкретных участков; обеспечения безопасности объектов, расположенных вблизи газопроводов в местах переходов через железные и автомобильные дороги, реки, густонаселенные и промышленные зоны и др.; экстремальных условий прокладки (многолетнемерзлые грунты, болота, склоны, сейсмические районы, засоленные грунты) наиболее ответственных и напряженных участков, а также участков, представляющих повышенную опасность, с развивающимися дефектами и повреждениями.

5.1.4. При разработке обоснованной стратегии диагностирования необходимо учитывать:

- степень и структуру аварийности подлежащей диагностированию системы и ее участков;

- интенсивность процессов старения (коррозии, усталости, накопления повреждений и т.д.) системы;

- характер и степень изменения проектного положения трубопроводов на отдельных участках системы;

- бесперебойность работы основных, вспомогательных и обслуживающих систем и оборудования (газоперекачивающих агрегатов (ГПА), средств связи, автоматики, электроснабжения, системы электрохимической защиты (ЭХЗ), водоотводных, берегоукрепительных и других сооружений);

- наличие дорог и время их функционирования;

- возможность выбросов вредных веществ в атмосферу, загрязнения почв, заболачивания, обводнения и других экологических нарушений;

- наличие геологических процессов: оползней, эрозии, пучения, карста и термокарста, сейсмичности и других;

- перспективы развития и реконструкции системы.

5.2. Диагностическими методами контроля технического состояния ЛЧ МГ являются:

- аэрокосмическая съемка трасс магистральных трубопроводов с использованием цветной, многозональной, инфракрасной, радиочастотной и других методов съемки. Эта съемка позволяет оценить состояние и динамику развития тех или иных геологических и биологических процессов на трассах (обводнение, осушение, изменение покрова и др.), а также инженерных сооружений, дорог, насыпей, трубопроводов и др.;

вертолетные обследования визуальные и со съемкой телевидеоаппаратурой, позволяющие оценить состояние наземных и надземных трубопроводных систем, особенно в Северных и горных условиях;

- контроль потенциала катодной защиты трубопроводных систем, осуществляемый при наземных обследованиях и с вертолетов;

- пропуск приборных поршней ("ультраскан", "калипер" и др.) внутри трубопроводов для оценки и измерения коррозионных дефектов на внутренней и наружной поверхности труб, а также наличия вмятин и овализации.

- наземное обследование отдельных участков трубопроводов с использованием методов неразрушающего контроля (УЗД, толщинометрия, твердометрия, акусто-эмиссионная диагностика и др.);

- обследование с судов подводных трубопроводов с использованием гидроакустических профилемеров;

- лабораторные исследования свойств материалов, сварных соединений, изоляционных покрытий и др. путем вырезки образцов при авариях и проведении ремонтных работ;

- наземные обследования с применением транспортных средств, пеших обходов, шурфования, специальных исследований;

- наземные исследования деформативности подземных, наземных и надземных участков трубопроводов с использованием геодезических и лазерных средств;

- водолазные обследования дюкерных переходов трубопроводов;

- визуальное обследование внутренней части трубопроводов и арматуры с помощью оптико-волоконных средств;

- рентгеновские, ультразвуковые и магнитографические методы контроля сварных швов при строительстве и ремонте трубопроводных систем;

- испытание и переиспытание участков трубопроводов гидравлическими или пневматическими методами внутренним давлением.

5.3. На особо ответственных участках ЛЧ МГ, требующих постоянного контроля, для диагностики должны создаваться автоматизированные системы телеметрического комплекса для получения информации о действительных условиях эксплуатации трубопровода и его взаимодействии с окружающей средой.

5.3.1. Автоматизированными системами телеметрического комплекса получения информации могут быть оборудованы компрессорные станции, станции охлаждения газа, сложные дюкерные и надземные переходы, подземные участки газопроводов, расположенные на льдистых вечномерзлых грунтах, и другие ответственные участки и элементы трубопроводных систем.

 

6. ОРГАНИЗАЦИЯ ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ

 

6.1. Централизованная отраслевая система сбора и обработки информации, получаемой в процессе диагностирования технического состояния МГ, имеет три уровня:

- объектные отделы диагностики (ООД) (низший уровень);

- региональные центры диагностики (РЦД) (средний уровень);

- центры диагностики (ЦД) (высший уровень).

6.1.1. Объектные отделы диагностики организуются в составе производственных объединений по транспортировке газа.

6.2. Сбор и первичную обработку текущей диагностической информации о техническом состоянии ЛЧ МГ осуществляют службы линейных производственных управлений (ЛПУ).

6.2.1. Объектные отделы диагностики (ООД) сосредотачивают у себя и передают эту информацию в региональные центры диагностики (РЦД).

6.2.2. Информация, получаемая специализированными организациями с помощью специальных диагностических средств после первичной обработки, поступает в региональный центр диагностики, отделы диагностики ЛПУ, эксплуатирующие обследуемый участок трубопровода, и производственное объединение.

6.2.3. Информация о пропусках снарядов-дефектоскопов поступает в специализированные управления по дефектоскопии МГ, и после ее обработки результаты обследований поступают в центры диагностики (ЦД), региональные центры диагностики (РЦД), производственные объединения и объектные отделы диагностики (ООД) или ЛПУ.

6.3. Создание информационной базы комплексной системы диагностического обслуживания МГ на основе централизованной системы контроля и диагностирования ЛЧ МГ с центральными, региональными центрами и объектными отделениями обеспечивается формированием банка данных по техническому надзору и диагностированию МГ по всем основным объектам газотранспортной системы СНГ.

6.3.1. Первичная информация в базе комплексной системы диагностического обслуживания должна содержать следующие сведения: результаты экспертизы проекта, результаты авторского надзора проектной организации, результаты контроля изготовителей материалов, изделий и оборудования, результаты контроля подрядчика (строительно-монтажной организации), результаты контроля Заказчика, включая технический надзор за сооружением, испытанием и вводом объекта в эксплуатацию, результаты контроля государственных и отраслевых органов надзора, результаты диагностического обследования при текущей эксплуатации объекта и проработки мер по поддержанию конструктивной надежности и обеспечению безопасности эксплуатации.

6.3.2. В диагностическом банке данных должна накапливаться информация, характеризующая объект, конкретный участок, дату укладки или ремонта, марку стали трубы, диаметр, толщину стенки трубы, фирму-изготовитель, технологию сварки, конструктивное решение, вид прокладки, балластировку, компенсацию деформаций, технологические особенности эксплуатации, температуру, давление, характеристику транспортируемого продукта, условия прокладки, радиусы кривизны, условия окружающей среды, тип грунта, его температуру, влажность, уровень грунтовых вод, метеорологические и климатические условия, изоляция, средства защиты от коррозии, данные о дефектах, расположении дефекта и его класс по каталогу (классификатору), динамику нагружения, сведения о ремонтах, авариях, профилактических мерах и другие. Все данные необходимы для решения задач по определению прочности и долговечности газопровода, проведения исследовательской работы по изучению причин зарождения и развития дефектов металла труб.

6.3.3. С целью получения оперативной информации об объектах линейной части магистральных газопроводов осуществляется техническая паспортизация ЛЧ МГ, заключающаяся в создании системы, обеспечивающей решение следующих основных задач:

- хранение информации о технических характеристиках МГ и его агрегатов, текущем техническом состоянии, объеме и периодичности технического обследования, интенсивности отказов и причинах, их вызывающих, нагрузках на МГ и факторах, провоцирующих и ускоряющих процессы повреждения МГ;

- оптимизацию программ технического обследования и ремонта МГ на основе классификации отдельных участков МГ по вероятности возникновения повреждения в них и последствий от разрушений;

- прогноз несущей способности (ресурса) МГ по данным технического освидетельствования конкретного МГ и ему конструктивно подобных.

6.3.4. Техническая паспортизация линейной части магистрального газопровода осуществляется с момента окончания строительства, проведения испытаний и в дальнейшем постоянно в течение всего периода эксплуатации. Технический паспорт газопровода должен содержать полную достоверную информацию о всех работах, проводимых на нем за весь период эксплуатации, и о его фактическом состоянии.

Технический паспорт должен включать в себя следующие документы:

а) полный комплект проектно-конструкторской и исполнительной документации, отражающей проектное и фактическое положение трубопровода:

- проект линейной части газопровода;

- акты очистки;

- акты гидравлических и пневматических испытаний;

- акты топогеодезических работ;

б) регламент технического обслуживания газопровода;

в) акты проведения технических обследований (ТО);

г) акты проведения ремонтных и восстановительных работ;

д) акты обследования аварийных участков и расследования аварий;

е) мероприятия по обнаруженным дефектам и неисправностям;

ж) анализ технического состояния (ТС) ЛЧ МГ;

з) перечень потенциально-опасных участков (ПОУ) ЛЧ МГ.

Ответственность за полноту и достоверность паспортных данных несет производственный отдел ЛПУ.

6.3.5. Степень опасности каждого участка МГ зависит от изменения его проектного положения, наличия дефектов стенок труб и форм их сечений, нарушения состояния изоляционного покрытия и системы ЭХЗ. Поэтому на основании результатов изучения технической документации и натурного обследования МГ составляется конкретный перечень потенциально-опасных участков газопровода.

На стадии анализа технической документации к опасным следует отнести участки МГ, которые характеризуются следующими признаками:

- участки, имеющие сложную конфигурацию в горизонтальной или в вертикальной плоскостях (либо в обеих плоскостях одновременно);

- участки примыкания к КС со стороны высокого давления;

- пересечения с автомобильными или железными дорогами, другими искусственными сооружениями;

- подводные переходы;

- участки с высокой интенсивностью балластировки;

- участки пересечений МГ в двух уровнях;

- участки с высоким уровнем грунтовых вод;

- участки, на которых имели место отказы, сопровождавшиеся разрушением отдельных отрезков МГ;

- участки подземных МГ, расположенные на льдистых вечномерзлых грунтах;

- участки подземных газопроводов с охлаждением газа до температур ниже 0° С.

6.3.6. Мероприятия по обнаруженным дефектам (неисправностям) разрабатываются на основе критериев прочности и стоимости по восстановлению работоспособности МГ. С учетом сведений, упомянутых в пункте 6.3.5, составляется "Перечень мероприятий по восстановлению МГ".

Анализ технического состояния (ТС) ЛЧ МГ состоит в обобщении данных ТО за некоторый период времени, установлении закономерностей в появлении дефектов (неисправностей) и разработке рекомендаций по дальнейшей эксплуатации с учетом затрат на периодическое ТО и контрольно-восстановительный ремонт (КВР).

Технический паспорт ведется службой ЛЭС, которая должна иметь:

а) журнал осмотра трассы газопровода;

б) журнал регистрации ремонтных работ на трассе газопровода;

в) журнал линейного ремонта.

6.4. Для контроля, диагностики и планирования профилактическо-восстановительных работ на ЛЧ МГ и обеспечения информацией с экспертными функциями в центре диагностики и региональных центрах диагностики должна быть создана система автоматизированной диагностики трубопроводных систем.

6.4.1. Такая система должна включать в себя базу данных, формируемую на основе: исполнительной и эксплуатационной документации, периодических полевых диагностических работ с использованием комплекса методов, включая аэрокосмические, наземные стационарные и передвижные средства, средства непрерывного контроля, внутритрубную диагностику и другие, а также оперативных сводок линейной эксплуатационной службы.

6.4.2. Автоматизированная система диагностики может состоять из программно-технического комплекса с информационными функциями и программно-технического комплекса с экспертными функциями.

6.4.3. Программно-технический комплекс с информационными функциями по запросам пользователя должен обеспечивать получение различных видов информации, например, справок, необходимых для принятия конкретных решений. Справки должны выдаваться в виде:

- графической и текстовой документации о положении любого участка трубопровода в объеме сведений, хранящихся в базе данных;

- графической и текстовой документации о ситуации в охранной зоне и прилегающих районах;

- сводных ведомостей по любому виду элементов трубопроводной системы и трассы (ведомость переходов, реперов и т.д.);

- ведомость дефектов и отказов в соответствии с классификацией, ремонтными и профилактическим регламентами и др. работами;

графической и текстовой документации о состоянии и функционировании систем электрохимической защиты, подогрева и охлаждения транспортируемого продукта, автоматизации и телемеханизации, связи и других данных в объеме хранения в базе данных.

6.4.4. Программно-технический комплекс системы с экспертными функциями позволяет:

- прогнозировать развитие коррозии на любых участках трубопровода;

- проводить расчеты устойчивости и напряженно-деформированного состояния участков трубопровода;

- прогнозировать развитие ореолов оттаивания и промерзания грунта, окружающего трубопровод;

- определять аварийно-опасные участки трубопровода на основании анализа информации, имеющейся в базе данных;

- классифицировать участки по их аварийной опасности, вызванной суммарными и индивидуальными воздействиями отрицательных факторов;

- прогнозировать и определять ситуации в охранной зоне трубопровода и прилегающих районах, выявлять возникновение аварийных ситуаций и прогнозировать их влияние на функционирование трубопровода и прилегающих к нему инженерных объектов;

- прогнозировать последствия аварий на любом участке трубопровода, включая определение объемов возможного выхода продукта, путей схода и мест его накопления;

- разрабатывать меры и рекомендации по предупреждению и ликвидации аварий и их последствий.

6.5. Информация, формируемая в банках данных диагностических центров и отделов, должна структурироваться методологически во взаимосвязанную совокупность баз данных (БД) с функциональной ориентацией и по другим критериям, в частности:

- физико-географическая, геокриологическая и климатическая БД (региональная и объектная);

- нормативная БД (требования нормативно-технической документации);

- проектная БД (технические и технологические решения по проектам, РЧ, ПОС и ППР);

- исполнительная БД (исполнительная документация, акты приемки объектов, работ и данные из журналов контроля, качества, сертификатов, технических условий и т.п.);

- оперативная БД (текущая информация по результатам диагностирования, сведения о ремонтах, реконструкции, замене оборудования, изменении технологических режимов и др.);

- прогнозная БД (оценка технического состояния, прогноз, рекомендации и предложения о выполнении и др.);

- дефектная БД (информация о дефектах и авариях, акты комиссий, анализ причин, устранение последствий аварий, предложения и т.п.);

методологическая БД (методики диагностирования, средства, обработка измерений и т.д.);

- архивная БД (отчеты, справки, акты комиссий и т.п.).

6.6. Передача информации, хранящейся в банках данных и архивах диагностических центров и отделов, пользователям должна осуществляться с соблюдением требований конфиденциальности и только при наличии письменного разрешения руководства соответствующих центров и отделов, независимо от договорных или контрактных обязательств.

 

 

 

 

7. ПЛАНИРОВАНИЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

7.1. Сроки проведения осмотров и диагностирования различными методами технического состояния ЛЧ МГ, их периодичность и объемы определяются производственными объединениями с учетом предложений отделов и центров по диагностированию, нормативов, технических условий и регламентов эксплуатации объектов в зависимости от технического состояния газопроводов, информации и прогнозов по ранее проведенным контролю и диагностированию, природно-климатических условий, технологических режимов эксплуатации и других факторов.

7.1.1. При необходимости снижения производительности участка газопровода для его диагностирования сроки проведения работ и порядок изменения технологического режима должны быть согласованы с главным диспетчерским управлением ОАО "Газпром".

7.2. На основе имеющейся диагностической информации производственные объединения составляют ежеквартальные и годовые отчеты о техническом состоянии ЛЧ МГ, утверждают планы-графики выполнения текущего ремонта и программы обследований с использованием различных специальных средств диагностики, разрабатывают планы капитального ремонта и реконструкции ЛЧ МГ.

7.2.1. Ежеквартальные и годовые отчеты о техническом состоянии ЛЧ МГ производственные объединения направляют в центры диагностики и ОАО "Газпром".

7.3. На основе оценки технического состояния ЛЧ МГ отрасли с учетом технических и финансовых возможностей, предложений производственных объединений, центра диагностики и дефектоскопии ОАО "Газпром" утверждает планы обследования трубопроводов снарядами-дефектоскопами и планы капитальных ремонтов и реконструкции ЛЧ МГ и направляет их в производственные объединения, центры диагностики и дефектоскопии, региональные центры диагностики и специализированные управления по дефектоскопии МГ.

7.3.1. Производственные объединения направляют эти планы в отделы дефектоскопии ЛПУ.

7.4. Планирование работ по техническому надзору предусматривается в соответствии с планами и графиками производства строительно-монтажных работ подрядной организации при сооружении новых объектов, капитальном ремонте и реконструкции, а также при испытаниях и сдаче объектов в эксплуатацию.

 

8. ВИДЫ, СРЕДСТВА И ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕКУЩЕГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

ЭКОСИСТЕМЫ "ТРУБОПРОВОД-ОКРУЖАЮЩАЯ СРЕДА"

 

8.1. Климатические наблюдения.

8.1.1. Температурный режим почвы и грунтов определяется климатическими условиями, а также во всех прогнозных расчетах используют климатические характеристики, такие, как температура воздуха, высота и плотность снега, скорость ветра, составляющие радиационно-теплового баланса, количество осадков, которое выпадает летом. Эти данные получают на метеостанциях, расположенных на территории строительства сооружения. Учитывая, что сеть метеостанций на севере весьма редкая, имеющиеся станции часто расположены в условиях, существенно отличных от тех, в которых происходит строительство, а затем эксплуатация сооружения, при организации режимных наблюдений на действующих газопроводах и мерзлотных станциях на опытных участках необходимо в программу исследований включать климатические наблюдения.

8.1.2. Проводить наблюдения необходимо в таком объеме и в такие сроки, чтобы полученные материалы могли быть привязаны к данным метеостанций и чтобы они наиболее полно характеризовали микроклиматические особенности исследуемой площадки. Климатические наблюдения должны быть осуществлены в соответствии с методикой, разработанной гидрометслужбой и изложенной в руководствах.

8.1.3. На участках режимных наблюдений следует изучать: температурный режим и влажность воздуха, скорость ветра, осадки, радиационный баланс, высоту и плотность снега, температурный режим поверхности почвы. Одновременно следует проводить градиентные наблюдения за изменением температуры воздуха и скорости ветра на различных высотах.

8.2. Определение состава и физических свойств грунтов на опытных участках при проведении стационарных наблюдений.

8.2.1. Состав грунтов и их свойства являются основными факторами, определяющими условия строительства газопроводов, особенно в районах Крайнего Севера. От особенностей литологического состава отложений, их генезиса и криогенного строения зависят температурный режим и глубина сезонного промерзания или оттаивания грунтов, характер проявления инженерно-геологических процессов на трассах газопроводов.

8.2.2. Наряду с определением условий залегания различных геолого-генетических типов пород необходимо изучать их литологические особенности: физические, механические и теплофизические свойства. Литологические особенности пород характеризуются гранулометрическим и минералогическим составом, содержанием воднорастворимых солей и органических остатков.

8.2.3. Физические свойства определяют следующими основными показателями:

- объемным весом грунта с естественной влажностью и нарушенной структурой;

- объемным весом скелета грунта;

- удельным весом;

- пористостью;

- влажностью (максимальная молекулярная, полная влагоемкость, число пластичности);

- льдистостью;

- коэффициентом фильтрации;

- показателями консистенции.

8.2.4. Механические свойства грунтов характеризуются:

- силами сцепления грунтов;

- углом внутреннего трения,

- сопротивлением сдвигу;

- прочностью смерзания грунтов со стройматериалами;

- длительной прочностью.

8.2.5. Теплофизические свойства определяют такими показателями, как теплоемкость, теплопроводность, фазовый состав воды в мерзлых грунтах (незамерзшая вода) и термовлагопроводность.

8.2.6. Одной из основных задач режимных наблюдений является изучение механического и теплового взаимодействия мерзлых и оттаивающих грунтов с трубопроводом. Решение любых вопросов этих взаимодействий не может быть получено без изучения свойств пород.

При организации наблюдений прежде всего необходимо получить материалы изысканий, которые характеризуют геологические условия (состав, условия залегания и распространения различных геолого-генетических типов отложений).

8.2.7. Детальные исследования грунтов на опытных площадках должны быть сведены к следующему:

- необходимо получить геологический разрез по всем скважинам и поперечникам с характеристикой состава, мощности, криогенного строения и льдистости каждой встреченной разности пород;

- все разновидности пород должны быть детально описаны, определены их литологические особенности и изучены основные показатели физико-механических и теплофизических свойств;

- в течение всего периода наблюдений в различные времена года следует изучать изменения влажности и льдистости пород, их плотность и теплопроводность.

8.2.8. Методика лабораторных определений различных свойств пород приведена во многих руководствах. Изучение гранулометрического и минералогического состава пород, их механических и теплофизических свойств, таких физических свойств, как удельный вес, коэффициент фильтрации и т. целесообразно проводить в специализированных лабораториях. Для этой цели при бурении скважин и проходке шурфов на опытных площадках должны быть отобраны образцы мерзлых и талых грунтов ненарушенной и нарушенной структуры и отправлены в лабораторию.

8.2.9. При проходке термометрических скважин, а также при ежегодном контрольном бурении небольших скважин и проходке шурфов необходимо определять объемный вес, влажность и льдистость грунтов. Контрольное бурение следует проводить в конце зимы (до начала протаивания) и в конце лета (перед промерзанием). В последнем случае необходимо обращать внимание на наличие надмерзлотных вод и мощность водоносного горизонта.

8.3. Контроль слоя сезонного протаивания и промерзания пород на трассе газопровода и ореоле протаивания и промерзания под трубой.

8.3.1. Необходимость контроля слоя сезонного промерзания и протаивания на трассе газопровода вызвана тем, что с особенностью формирования этого слоя связаны практически все мерзлотные процессы и явления, которые осложняют строительство и эксплуатацию газопровода.

Закономерности процесса сезонного промерзания и протаивая пород определяются температурным режимом на поверхности почвы, составом и влажностью пород, их теплофизическими свойствами. Эти закономерности изучают в процессе мерзлотной инженерно-геологической съемки, проводимой при изысканиях для прокладки трассы. Полученные данные используют для прогноза изменения мерзлотных условий, результаты которого учитывают при проектировании газопровода.

8.3.2. Основной задачей режимных наблюдений за слоем сезонного промерзания и протаивания пород является изучение динамики слоя под воздействием сооружения для разработки и уточнения расчетных методов, используемых при мерзлотной съемке и прогнозировании.

При эксплуатации газопровода весьма важно проследить изменения глубин и ход протаивания (промерзания) пород в связи с динамикой климата. В тех случаях, когда наблюдения ведут ряд лет, влияние динамики климата на глубину сезонноталого и сезонномерзлого слоя изучают на стационарных площадках и рассчитывают по известным методикам, что позволяет получить среднемноголетние глубины и глубины в наиболее теплые и холодные годы.

8.3.3. Слой сезонного протаивания и промерзания пород, ореолы протаивания и промерзания вокруг газопровода наблюдают на поперечниках через траншею, полосу строительства с выходом на участки с естественным растительным и снежным покровом. На поперечниках изучают также строение разреза, состав и свойства грунтов обратной засыпки, влажность грунтов, криогенное строение и льдистость сезонно- и многолетнемерзлых пород.

8.3.4. В специально оборудованных шурфах ведут наблюдения за режимом над мерзлотных вод (колебанием уровня, направлением стока) и определяют коэффициент фильтрации оттаивающих грунтов.

В предзимний период изучают влажность талых пород по разрезу, а на момент максимального промерзания пород - криогенное строение и льдистость. В зимний период на поперечниках проводят снегомерные съемки.

8.3.5. Ход сезонного промерзания и протаивания грунтов регистрируют электромерзлотомерами с шагом измерений 20 см. Желательно на мерзлотомеры монтировать термисторы или другие термодатчики с шагом в 20 см для одновременного измерения температуры грунта.

8.3.6. Глубину оттаивания и промерзания пород необходимо измерять одновременно с измерением температуры как в слое оттаивания, так и в скважинах на температурных поперечниках. В первую половину лета (в течение июня и июля), в период наиболее интенсивного протаивания, следует наблюдать за ходом оттаивания не реже одного раза в пять дней. В августе и сентябре наблюдения по мерзлотомерам можно проводить один раз в десять дней, если режим работы газопровода не изменяется. В период интенсивного промерзания в октябре и ноябре измерения снова надо проводить не реже одного раза в пять дней. После полного промерзания слоя летнего оттаивания наблюдения прекращают.

8.3.7. Наблюдения за глубиной протаивания и промерзания грунтов, взаимодействующих с трубой или опорами, следует проводить на температурных поперечниках, на участках трасс наиболее сложных с точки зрения динамики многолетнемерзлых пород и на участках с различными конструкциями газопровода.

8.4. Наблюдение солифлюкционного процесса на трассах трубопроводов и дорог.

8.4.1. При наблюдении солифлюкционного процесса изучают состав отложений, режим влажности, над мерзлотные воды, температурный режим пород, режим промерзания (сверху и снизу) и оттаивания отложений, характер криогенных текстур в слое летнего оттаивания, устанавливают, к каким породам и элементам рельефа приурочено это явление, в каких условиях процесс протекает более интенсивно.

8.4.2. Солифлюкционное движение измеряют визуальным и инструментальным способами как на поверхности потока, так и по глубине в движущемся слое.

При визуальном методе при помощи линейки или рулетки отсчитывают расстояние между каким-либо подвижным замаркированным предметом на поверхности солифлюкционного потока и неподвижным репером. Измерение движений этим методом характеризуется точностью, которая не превышает 0,5 см.

8.4.3. Инструментальный метод измерения скорости солифлюкции включает геодезические и механические способы измерения.

Геодезический способ измерения (линейная, площадная нивелировка, инструментальные засечки движущихся предметов) рекомендуется применять для изучения движения отложений на поверхности при больших скоростях солифлюкции.

Механический способ применяют для измерения скорости солифлюкции на поверхности потока. Для измерения используют приборы, в которых передачу смещения от маяка, заглубленного в грунт или установленного на поверхности потока, на приемник, укрепленный на репере, осуществляют при помощи рычажной системы.

8.4.4. Установку приборов следует полностью закончить перед началом сезонного протаивания отложений. К наблюдениям приступают сразу же после установки каждого прибора и ведут их систематически по срокам, которые намечают в зависимости от точности измерений и требуемой деятельности изучения процесса.

8.4.5. Все наблюдения за просадкой отложений, их температурным и влажностным режимом, глубиной протаивания и промерзания, а также исследования строения, состава и свойств солифлюкционных отложений и прочностных свойств растительно-торфяного покрова по возможности следует сосредоточить поблизости от точек, в которых изучают движение отложений.

Измерение просадки отложений следует проводить ежедневно, а изучение температурного режима и режима влажности, определение глубины протаивания и промерзания - через каждые пять-десять дней.

8.5. Наблюдение термокарстовых процессов на трассах трубопроводов и дорог.

8.5.1. Наблюдения за развитием термокарста включают следующие исследования:

- наблюдения за изменением температурного режима грунтов и глубиной сезонного протаивания;

- изучение тепловых осадок грунтов;

- наблюдения за динамикой водоема.

8.5.2. Для осуществления этих исследований на участке распространения подземных льдов необходимо разместить температурные поперечники и мерзлотомеры. По поперечнику следует установить маяковые реперы и один неподвижный репер для наблюдения за осадкой поверхности грунта в полосе трассы путем линейной нивелировки. Необходимо также примерять глубину водоема мерной линейкой.

8.5.3. Отсчеты температуры, глубины протаивания грунта и глубины водоема следует проводить в летний период три раза в месяц, а в остальное время - один раз в месяц.

Нивелировку необходимо выполнять не менее двух раз в год: один раз весной до наступления протаивания и второй - в конце лета, когда протаивание прекратится.

Указанные наблюдения должны вестись одновременно с изучением влажности и плотности грунтов до и после оттаивания.

8.6. Мониторинг процессов термоэрозии и оврагообразования на трассах трубопроводов и дорог.

8.6.1. Нарушение растительного покрова и проведение земляных работ на склонах вызывает увеличение глубины сезонного протаивания грунта, образование сосредоточенного стока над мерзлотных и поверхностных вод, что приводит к активизации термоэрозии и оврагообразованию.

8.6.2. Склоновые участки трасс трубопроводов наиболее опасны с точки зрения развития эрозионных процессов в результате сооружения трубопроводных систем и поэтому на них должны быть организованы систематические наблюдения.

8.6.3. Для оценки скорости разрушения склонов организуют режимные наблюдения на выбранных поперечниках. На этих участках изучают особенности микрорельефа путем повторных нивелировок по закрепленным профилям, их льдистость, глубину и режимы сезонного оттаивания, расход и режим водных потоков.

Для количественной характеристики процессов солифлюкции, термоэрозии и оврагообразования целесообразно использовать повторную аэрофотосъемку, а также фотографирование с реперных точек.

8.7. Наблюдения за действительными условиями работы трубопроводов.

8.7.1. Вследствие многообразия факторов, влияющих на действительные условия работы трубопроводов, их нагружение, деформации, напряженное состояние, защемление в грунте, степень коррозии, плавучесть, изгибные деформации, вызванные взаимодействием с окружающей средой, динамические воздействия, температурный режим, определяющие конструктивную надежность трубопроводной системы, необходимо в особо сложных условиях строительства и эксплуатации систем вести систематические наблюдения за динамикой изменения, если не всех, то основных факторов, влияющих на работоспособность трубопроводов.

8.7.2. Главной особенностью и сложностью проведения натурного обследования подводных переходов МГ является труднодоступность осмотра их поверхности. Из-за положительной плавучести МГ подводные переходы балластируются чугунными или железобетонными грузами, реже - путем применения сплошного обетонирования. Кроме того, все подводные переходы футеруются деревянными рейками для предохранения изоляционного покрытия от повреждений при укладке.

8.7.3. Основной целью технического диагностирования подводных переходов является оценка их технического состояния и соответствия требованиям обеспечения надежной эксплуатации.

Для достижения данной цели необходимо выполнение следующих задач:

- определение фактического положения трубопроводов в плане и по высоте относительно линии дна и склонов берега в сопоставлении с проектным профилем створа перехода;

- контроль состояния берегоукрепления;

- обнаружение оголенных и провисших участков и определение их протяженности;

- измерение интенсивности колебаний в потоке провисших участков;

- оценка состояния футеровки и изоляционного покрытия;

- определение оползневой опасности береговых склонов.

Контроль за развитием оползневых процессов:

- обнаружение утечек газа на русловых и береговых участках перехода.

8.7.4. Используемые для подводных переходов методы и средства обследования преимущественно те же, что и для остальной линейной части магистральных газопроводов. Дополнительно к общим для линейной части методикам и средствам необходимо добавить следующие:

- телевизионный осмотр условий залегания трубопроводов на переходах;

- метод гидроакустических измерений на русловой части с определением размеров незаглубленных участков. Этот метод реализуется различными способами зондирования с плавсредств посредством гидроакустического профилирования, локации бокового обзора;

- поиск утечек газа через свищи на русловой части осуществляется газоанализаторами, устанавливаемыми на катере, который движется в створе перехода, а на переходах с защитным кожухом при помощи специальных датчиков и регистраторов;

- электрометрия для оценки состояния изоляции;

- измерение колебаний провисающих участков осуществляется посредством устанавливаемых на них первичных преобразователей с выводом кабеля на берег и портативной виброизмерительной аппаратурой;

- портативная тензометрическая система статических измерений предназначена для проведения контроля за эрозионными процессами береговых участков и склонов тензометрическим методом; возможно также для этих целей использование телевизионных, фотометрических и геодезических методов.

8.7.5. Фактически обследование подводного перехода при водолазных работах сводится к контролю: размыва траншеи, нарушения балластировки и футеровки трубопровода, наличия свищей.

8.7.6. Измерение характеристик потока реки производится согласно соответствующим Рекомендациям. Пойменная часть подводного перехода обследуется аналогично обследованию подземного газопровода (обычно после каждого паводка).

8.7.7. При анализе участков газопроводов в болотах необходимо исследовать устойчивость фактического положения трубопровода и его отклонение от проектного, что выполняют с применением геодезической аппаратуры, тензометрирования и методов теории устойчивости.

8.8. Мониторинг теплового взаимодействия трубопроводов с промерзающими, оттаивающими, талыми и мерзлыми грунтами.

8.8.1. Измерение температур стенок труб, естественной температуры грунта вдоль трубопровода, распределение температур в грунте вокруг трубопровода по сезонам года производят в соответствии с программами обследования температурных режимов и теплового взаимодействия трубопроводов с окружающей средой.

8.8.2. Температурное поле в грунтах в полосе трассы газопроводов под влиянием строительства и эксплуатации существенно изменяется. В зависимости от первоначальных мерзлотных условий эти изменения могут привести и к увеличению глубины сезонного оттаивания, и к многолетнему их протаиванию, а в некоторых случаях - к многолетнему промерзанию пород вокруг газопровода.

8.8.3. С целью изучения температурного поля грунтов вокруг газопроводов, уложенных подземным, открытым наземным способами, а также в насыпи, ведут режимные наблюдения в скважинах, расположенных на термометрических поперечниках через всю полосу трассы. Термометрические поперечники выбирают с учетом особенностей мерзлотных условий, различных способов укладки труб и температурного режима газа в трубе.

8.8.4. В створе с термометрическими скважинами в грунт необходимо дополнительно заложить датчики, позволяющие определить влажность грунта, его температуру по глубине в слое сезонного протаивания (промерзания) и теплофизические свойства, миграцию влаги в грунте и электросопротивление его слоя.

Температуру в скважинах измеряют не реже одного раза в десять дней заленивленными термометрами, термисторами или другими датчиками, гарантирующими точность отсчета 0,1° С. В летне-осенний период частоту замеров необходимо увеличить до одного раза в пять дней. Следует также частоту измерений увязывать с режимом эксплуатации газопровода.

8.8.5. Для изучения закономерностей изменения температуры газа по длине трубы следует учитывать характер изменения мерзлотных условий по трассе. Целесообразно осуществлять наблюдения на участках с однородными мерзлотными условиями на большой протяженности.

Наблюдения за температурой стенки трубы следует проводить ежедневно в течение самых теплых (июль-август) и самых холодных (декабрь-январь) месяцев, в период интенсивного таяния снега и почвы и в период начала промерзания. В остальное время года наблюдения необходимо проводить один раз в пять дней. Сроки наблюдений и их частота должны быть также согласованы с режимом эксплуатации газопровода.

8.8.6. Температура трубопровода зависит от технологических режимов транспорта продукта, конструктивного решения трубопровода и характеристик окружающей среды. В районах распространения вечномерзлых грунтов это одна из основных характеристик, определяющих техническое решение трубопровода, его влияние на окружающую среду, а также его деформации и напряжения.

8.8.7. Необходимо вести наблюдение за трубопроводами с низкой и высокой стороны компрессорной или насосной станции. Замеры выполняют в начале, конце и середине каждого участка.

Протяженность участка за компрессорной или насосной станцией устанавливают экспериментально таким образом, чтобы можно было выявить закон падения температур за компрессорной или насосной станцией по длине трубопровода.

8.8.8. Необходимо фиксировать температуру трубопроводов во время замыкания стыков и засыпки грунтом подземных участков трубопроводов в период строительства, ремонта или реконструкции участка трубопровода.

8.9. Мониторинг динамики давления продукта (газа, нефти, конденсата и др.) в трубопроводах.

8.9.1. Давление является основной рабочей (технологической) нагрузкой трубопровода, поэтому систематическое наблюдение за ним позволяет статистически обоснованно определить нагрузку и коэффициенты перегрузки, используемые при расчетах труб.

8.9.2. Замерные пункты для изучения давления продукта следует организовать на промысле (в устьях 4-5 скважин, а также на шлейфах и коллекторах в районе газосборного пункта - ГСП) до и после компрессорной станции (КС), до и после газораспределительной станции (ГРС).

8.9.3. Для замеров используют обычные образцовые манометры с самописцами, применяемые на промыслах, компрессорных и газораспределительных станциях. Наблюдение ведут в течение всего года, допускается использовать материалы вахтенных журналов служб эксплуатации на промыслах, ГСП, КС и ГРС.

8.9.4. Из величин максимальных, близких к ним и средних давлений составляют выборку.

Среднее давление (средневзвешенное по времени) следует определять по формуле:

 

где  - усредненное давление газа в трубопроводе за интервал времени;

 - интервал времени;

 - количество интервалов.

8.10. Наблюдения за положением и перемещениями надземных сооружений и трубопроводов в процессе эксплуатации.

8.10.1. Для организации и проведения наблюдений за перемещениями и деформациями объектов наземного обустройства месторождения, в т.ч. трубопроводных систем, дорог, здании, промышленных сооружений, резервуаров и др. объектов геодезическими методами необходимо создать плановое и высотное геодезическое обоснование.

8.10.2. Геодезическое обоснование на объекте создают для определения отметок и координат пунктов, которые служат опорой для наблюдений за перемещениями конструкций сооружения и трубопровода.

Различают два вида обоснования: опорную геодезическую сеть и рабочее обоснование.

Основное требование к пунктам опорной геодезической сети - это неизменность их пространственного положения на весь период наблюдений за объектом. Пункты этой сети закрепляют опорными реперами.

8.10.3. Деформации газопровода при изменении температуры газа и окружающей среды, а также при изменении давления газа характеризуют напряженное состояние газопровода. Замеры деформативности газопровода следует выполнять на участках с различными системами прокладки:

надземной, наземной и подземной.

Надземные участки трубопровода.

8.10.4. На надземных и наземных без обвалования участках газопровода необходимо измерять продольные перемещения прямолинейных участков и продольные и поперечные перемещения в горизонтальной плоскости на надземных компенсационных участках. Вертикальные перемещения газопровода следует определять в середине пролета и на опорах на прямолинейных и компенсационных участках.

8.10.5. С целью измерения перемещений газопровода в горизонтальной плоскости на ригелях опор и трубе краской наносят риски, относительно которых фиксируют смещение трубопровода. На подкладных седлах допускается наносить риски путем накернивания и последующим их закрашиванием. Для замеров небольших перемещений могут быть использованы прогибомеры Максимова или при значительных перемещениях приборы с автоматической регистрацией. Большие перемещения могут быть замерены при помощи отвеса и линейки. Вертикальные перемещения определяют нивелированием от неподвижных реперов.

8.10.6. Замеры перемещений надземных участков газопровода следует выполнять один раз в десять дней в течение года.

Протяженность надземного участка, на котором выполняют замеры, целесообразно ограничить расстоянием между неподвижными опорами. Желательно выбрать два-три участка, отличающихся способом компенсации продольных деформаций (угол поворота трассы, расположение компенсационного участка и др.).

8.10.7. На подземных и наземных в насыпи участках газопровода необходимо измерять продольные и поперечные перемещения трубопровода на углах поворота трассы и на прилегающих к ним прямолинейных участках. С этой целью на углах поворота устраивают шурфы для измерительной аппаратуры.

8.10.8. С целью предотвращения аварий и повреждений трубопроводов сельскохозяйственной техникой на пахотных землях глубину заложения трубопроводов определяют 1 раз в пять лет через каждые 50 м, на уклонах местности более 5° С - 1 раз в три года.

8.10.9. На участках трубопроводов, потерявших устойчивость, производят по сезонам года измерения положения трубопровода в плане, по высоте и вдоль в местах его выхода на поверхность с обоих сторон и по середине для участков протяженностью до 30 м. Для участков протяженностью более 30 м расстояния между пунктами измерений не должны превышать 15 м. При развитии процессов потери устойчивости трубопроводов измерения производят не реже 1 раза в месяц.

8.10.10. Одновременно с наблюдениями за перемещениями и деформациями трубопровода необходимо производить замеры температуры трубопровода и фиксировать давление продукта. Давление допускается определять по журналам диспетчерской службы.

8.11. Измерения напряженного состояния металла труб с применением тензометрии.

8.11.1. Напряженно-деформированное состояние (НДС) трубопровода является одним из важных параметров для оценки несущей способности труб линейной части трубопроводов.

8.11.2. Натурные измерения параметров НДС участков МГ в силу целого ряда причин, а именно: сложные природно-технические условия эксплуатации (высокое давление, влажность и даже обводнение контролируемых сечений, широкий диапазон температур и т.п.); взрывопожароопасность транспортируемого продукта; отсутствие специальной измерительной аппаратуры, способной работать в сложных условиях, и надлежащего методического обеспечения; неустранимая дискретность результатов измерений (контролируются только те сечения, в которых установлены датчики); масштабный фактор трубопроводных систем и, как следствие, значительный объем работ по подготовке мест измерения предъявляют специфические требования, которым должны удовлетворять применяемые методы и средства для длительного натурного контроля параметров НДС трубопроводов в сложных условиях.

8.11.3. В отличие от лабораторного применения натурная тензометрия требует: 100%-ой своевременной и качественной гидроизоляции тензорезисторов; использования самокомпенсированных тензорезисторов; применения схемы подключения тензорезисторов, обеспечивающей их полную электрическую и гидроизоляционную развязку; не обычного - пооперационного, а модульного принципа монтажа схемы тензоизмерений; периодической проверки сопротивления изоляции тензорезисторов, установленных на трубопровод, и др.

8.11.4. Для того, чтобы обеспечить достоверное измерение деформаций в диапазоне температур от +50 до -50° С, применяемые тензорезисторы не должны изменять своих параметров в зависимости от колебаний температуры окружающей среды, т.е. должны быть самотермокомпенсированы.

8.11.5. Метод тензометрирования позволяет определить не абсолютные, а лишь относительные напряжения в действующем трубопроводе, т.к. тензодатчики монтируются в действующем трубопроводе, кроме того, в трубопроводе сохраняются напряжения, вызванные действием температурного перепада и сварочно-монтажных нагрузок строительного периода.

Таким образом, даже применение хорошей аппаратуры не дает возможности оценить методом натурной тензометрии действительное напряженное состояние стали трубопровода, хотя бы в локальном сечении, не говоря уже об участке значительной протяженности. Основной причиной этого является то, что первичный датчик прикрепляется к уже напряженному металлу трубы, то есть отсутствует нулевое показание. Второй особенностью таких измерений является множество причин, которые влияют на нестабильность показания характеристик тензодатчиков, изменяющихся со временем, что практически исключает возможность их использования в течение нескольких лет.

8.11.6. Для получения нулевых показаний на незагруженном участке трубы предлагается использовать катушки труб (представители) с заранее смонтированными на них датчиками, защищенными от механических повреждений, ввариваемые в трубопровод на участках, требующих наблюдений. Такой способ позволяет оценить действительные напряжения на участке трубопровода; возникающие на всех этапах его сооружения и эксплуатации. Для обеспечения возможности проводить измерения несколько лет подряд возможно в качестве датчиков использовать струнные датчики, изменяющие частоту колебаний струны под воздействием деформаций трубопровода.

Катушки труб, оборудованные такими приборами, могут давать информацию о напряжениях и температуре участка трубопровода в течение десятков лет.

8.11.7. Существующие приборы для измерения напряжений в металле, использующие ультразвуковой, магнитный, рентгеновский и другие методы, использовать для длительных измерений на протяженных объектах нельзя. Они могут использоваться как дополнение к другим средствам измерения, при этом достоверность результатов измерений во многом зависит от аппаратуры, методики обработки измерений, соответствия эталонов натуре и др. факторов. Более широкое применение они находят в дефектоскопии металла и сварных соединений трубопроводов.

8.11.8. Катушки с датчиками для измерения напряжений, возникающих в металле труб в процессе эксплуатации системы, могут устанавливаться на наиболее напряженных участках трубопроводов, например, на КС, на переходах через реки, на участках-представителях, на участках, проложенных в особо сложных геокриологических условиях, где ожидаются пучение или осадка грунтов, а также при использовании автоматизированных систем мониторинга.

8.12. Определение производительности газопровода, состава газа и его теплофизических свойств.

8.12.1. Определение производительности трубопровода на участках между компрессорными станциями производят по данным узлов измерения газа и его расходу на собственные нужды станций, если такой расход имеет место. Периодичность определения -1 раз в сутки.

8.12.2. Определение состава газа и его теплофизических характеристик производят ежемесячно.

8.13. Наблюдения за коррозионным состоянием трубопроводов.

8.13.1. Коррозионное состояние трубопроводов является одним из основных факторов, характеризующих работоспособность ЛЧ МГ, надежность и безопасность ее эксплуатации.

Определение состояния изоляционного покрытия обследуемого участка МГ может выполняться как прямым, так и косвенным методами.

8.13.1.1. Прямой метод состоит во вскрытии газопровода, очистке его поверхности от грунта, визуальном обследовании изоляционного покрытия и измерений переходного сопротивления изоляции, например, методом "полотенца" и отборе проб изоляции для проведения лабораторных исследований. Одновременно производится отбор проб грунта и грунтового электролита для контроля системы ЭХЗ.

После обследования изоляции производится его вскрытие прежде всего на участках с механическими повреждениями и другими дефектами изоляции. При обнаружении на освобожденных местах коррозионных и других повреждений зона осмотра расширяется для определения границ поврежденного участка трубы. В обязательный осмотр входит зона кольцевого сварного стыка.

8.13.1.2. Косвенные методы определения состояния изоляционного покрытия и системы ЭХЗ делятся на интегральные и локальные.

Интегральные методы дают характеристики обследуемого участка газопровода в целом. Они также, позволяют определить отдельные специфические зоны участка, в которых нужно применять локальные методы контроля состояния изоляционных покрытий и средств ЭХЗ.

Как интегральные, так и локальные методы являются электрометрическими методами. Они могут основываться на использовании как постоянного, так и переменного тока и подразделяются, в свою очередь, на контактные и бесконтактные.

8.13.1.3. При проверке состояния ЭХЗ участка МГ могут применяться следующие способы:

- измерение и контроль уровня катодной защиты трубопровода поляризационными токами;

- измерение поляризационных потенциалов методом отключения источника поляризации (СКЗ) или экстраполяционными методами с использованием этих же измерительных систем;

- измерение токов поляризации, протекающих по трубопроводу, по методике, рекомендуемой ГОСТ;

- измерение удельного электрического сопротивления грунта;

- исследование проб межслойного электролита, содержащегося в местах вздутий, мешков и других дефектов изоляционного покрытия.

Интегральные методы позволяют оценивать состояние изоляционного покрытия на всей длине обследуемого участка, места отслоений изоляционного покрытия, места сквозных повреждений изоляции.

8.13.2. Наблюдения за коррозионным состоянием трубопроводов включают контроль:

- технического состояния отдельных установок электрохимзащиты и защищенности трубопроводов;

- технического состояния изоляционных покрытий трубопроводов;

- коррозионного состояния трубопроводов в шурфах;

- коррозионного состояния с помощью пропуска по трубопроводу коррозионных снарядов-дефектоскопов;

- диагностику и обследование участков трубопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением.

8.13.3. Контроль технического состояния отдельных установок электрохимзащиты (ЭХЗ) осуществляют путем периодических осмотров. При этом производят проверку показаний электроизмерительных приборов контрольными приборами, измерение потенциалов в точках дренажа, измерение электрического сопротивления цепи постоянного тока, оценку непрерывности работы установки катодной защиты по специальному счетчику или счетчику электрической энергии, контроль контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков установок.

8.13.4. Осмотры производят не реже 4-х раз в месяц для установок дренажной защиты, 2-х раз в месяц - для установок катодной защиты. Для обеспечения постоянного контроля за работой установок катодной защиты необходимо применять устройства телеконтроля, позволяющие снизить затраты и время на объезды установок катодной защиты, сократить время перерывов в их работе от момента обнаружения отказа до замены или ремонта установок, повысить точность настройки и стабильность параметров средств ЭХЗ.

8.13.5. Контроль защищенности трубопроводов заключается в периодических измерениях на всем протяжении трубопровода потенциалов "сооружение-земля" и сравнении полученных значений с нормативным значением, а также определении суммарного времени, в течение которого трубопровод на всем протяжении имеет защитное значение потенциалов.

8.13.6. Измерение потенциалов на всем протяжении трубопровода производят выносным электродом сравнения с шагом измерения 10-20 м не реже одного раза в пять лет. При этом первое измерение должно быть произведено спустя не менее 10 месяцев после засыпки трубопровода. Измерения потенциалов в КИК и выносным электродом в точках на трассе, имеющих минимальные значения потенциала, производят не менее двух раз в год, а также дополнительно при изменении режимов работы установок катодной защиты, изменений, связанных с развитием систем ЭХЗ, трубопроводов, источников блуждающих токов.

8.13.7. По результатам измерений потенциалов должны быть построены графики и определена защищенность по протяженности, а на основании данных телеконтроля за работой установок катодной защиты или их технических осмотров - защищенность трубопроводов во времени.

8.13.8. Данные о результатах контроля технического состояния изоляционных покрытий в процессе строительства и контроля сплошности изоляционных покрытий законченных строительством участков трубопроводов способом катодной поляризации должны быть приведены в исполнительной документации.

8.13.9. Контроль технического состояния изоляционных покрытий при эксплуатации проводят в процессе комплексного обследования МГ. Сопоставление данных контроля при обследовании МГ с данными исполнительной документации позволяет оценивать изменение защитных свойств покрытий во времени и по протяженности.

8.13.10. Техническое состояние изоляционных покрытий трубопроводов должно оцениваться в два этапа:

- косвенно на основании анализа данных по изменению защитной плотности тока по протяженности и во времени, результатов измерений потенциала "трубопровод-земля" и коррозионного электрометрического обследования;

- непосредственно путем выборочного шурфования.

8.13.11. Основными критериями определения периодичности контроля изоляции без вскрытия траншеи являются защитная плотность тока на трубопроводе и переходное сопротивление "трубопровод-земля", позволяющие интегрально оценить качество изоляционного покрытия. На основе этих данных производят отыскание мест повреждений изоляционного покрытия с помощью искателей повреждений и осуществляют выборочное шурфование.

8.13.12. Выборочное шурфование для контроля состояния изоляционных покрытий производят через 3 года с начала эксплуатации покрытий, а при достижении критических значений ЭХЗ и снижения локального переходного сопротивления до 10 ом·м - один раз в год. При этом следует проводить измерения сплошности, адгезии, толщины и переходного электросопротивления покрытия. Лабораторные испытания покрытий выполняют через каждые 3 года эксплуатации.

8.13.13. Коррозионное состояние трубопроводов путем осмотра и инструментальных измерений в контрольных шурфах определяют в первую очередь:

- на участках с неудовлетворительным состоянием защитных покрытий;

- на участках, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией защитной величины;

- на коррозионно-опасных участках трассы, к которым относятся горячие участки с температурой транспортируемой продукции выше 40° С, участки трубопроводов, эксплуатирующиеся южнее 50-й параллели северной широты, в засоленных почвах (солончаках, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.), на поливных почвах;

- на участках блуждающих токов;

- на участках выхода трубопроводов из грунта;

- на пересечениях трубопроводов;

- на склоновых участках оврагов, балок и рек;

- на участках промышленных и бытовых стоков;

- на участках с периодическим обводнением грунта.

8.13.14. При визуальном осмотре и индивидуальном измерении коррозионного состояния трубопровода в шурфе определяют:

- наличие и характер продуктов коррозии;

- максимальную глубину каверн;

- площадь поверхности, поврежденной коррозией.

8.13.15. Для обеспечения возможности пропуска снарядов-дефектоскопов участки трубопроводов должны быть оборудованы узлами их запуска-приема с использованием стационарных или передвижных камер запуска-приема.

8.13.16. Первый пропуск коррозионного снаряда-дефектоскопа по трубопроводу производят при вводе газопровода в эксплуатацию для оценки его первоначального состояния и сопоставления полученных данных с данными последующих пропусков. Второй пропуск этого снаряда следует производить через 3-5 лет после начала эксплуатации газопровода. Периодичность последующих пропусков снарядов-дефектоскопов определяется коррозионным состоянием трубопроводов и прогнозом коррозии.

8.13.17. Контроль коррозионного состояния трубопроводов с помощью снарядов-дефектоскопов следует осуществлять в первую очередь на трубопроводах со значительным сроком эксплуатации, имеющих участки, на которых происходили аварии или выявлены утечки газа по причине коррозии, участки с неудовлетворительным состоянием изоляционного покрытия и коррозионно-опасные участки.

8.13.18. На основании анализа состояния защитного покрытия, электрохимической защиты и коррозии за период эксплуатации трубопровода необходимо определить скорость коррозии и с учетом применяемых мер по повышению надежности и эффективности комплексной защиты трубопровода выполнить прогноз его коррозионного состояния на ближайшие пять лет.

8.13.19. Контроль, диагностику и обследование участка трубопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением, следует проводить по специальному регламенту.

8.14. Контроль исходной геометрии трубопроводов

8.14.1. Контроль исходной геометрии трубопровода (овальности, вмятины, гофры, изгиб) осуществляют с помощью профильных снарядов-дефектоскопов (при наличии указанных средств) при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте трубопроводов в процессе очистки полости участков трубопроводов и заполнения их водой для последующего гидроиспытания, при вводе трубопровода в эксплуатацию, в последующем - при обнаружении потери устойчивости трубопроводов, перед пропуском коррозионных снарядов-дефектоскопов, но не реже одного раза в 5 лет.

8.15. Контроль за утечками газа.

8.15.1. Контроль утечек газа из МГ выполняется с целью определения сквозных повреждений стенки газопровода и нарушений уплотнения запорной арматуры.

8.15.2. Объекты контроля:

- подземные участки МГ;

- воздушные и подводные переходы МГ;

- переходы через автомобильные и железные дороги;

- запорная арматура и камеры пуска и приема очистных устройств и снарядов-дефектоскопов.

Зонами наиболее вероятного появления сквозных дефектов и неплотностей могут быть:

- нижняя часть МГ вследствие внешней коррозии стенки (от 3-х до 9-ти часов);

- продольные и поперечные сварные швы по всей их длине;

- участок воздушного перехода в месте выхода газопровода из грунта на открытую поверхность и по отводам компенсаторов;

- пойменная часть подводного перехода;

- участок МГ на удалении 100-150 м от оси перехода через автомагистраль или железнодорожный переход в зоне окончания защитного футляра;

- уплотнительные сальники и манжеты запорной арматуры крановых узлов и камер пуска и приема;

- участок МГ в слабонесущих грунтах в месте образования "арки" или провиса.

8.15.3. Обследование линейных участков МГ осуществляется в два этапа. На первом этапе производится периодическое воздушное патрулирование и контроль утечек с помощью аппаратуры типа "Поиск-2" или другой подобной аппаратуры.

На втором этапе производится уточнение местоположения источника утечек акустическим течеискателем или портативным газоанализатором.

Для окончательного решения о размерах повреждения производится шурфовка трубопровода с соблюдением всех необходимых мероприятий по безопасному ведению работ.

8.15.4. Обследование локальных участков МГ производится визуально или с применением специальных приборов и устройств. Визуальный осмотр утечек МГ с поверхности земли производится по следующим признакам: шуму газа или запаху (если газ одорирован), изменению цвета растительности, появлению пузырьков на водной поверхностью в местах переходов через реки и болота, потемнению снега от вынесенных частиц грунта, движению грунта в месте утечки.

8.15.5. Приборный контроль утечек может осуществляться портативными акустическими течеискателями или газоанализаторами. Для этой цели могут быть использованы акустические приборы отечественного производства типа "Аист" и др.

Обследование неплотностей запорной арматуры и камер пуска-приема производится визуально и упомянутыми выше приборами.

8.15.6. Утечки газа на газопроводах выявляются при плановых осмотрах (обходах трассы) по известным признакам и с помощью газоанализаторов. Кроме того, не реже одного раза в год поиск утечек газа следует производить с помощью лазерных устройств или тепловизоров, установленных на вертолете или автомобиле, с последующим уточнением мест утечек газа с помощью газоанализаторов.

8.15.7. В местах пересечения и сближения магистральных газопроводов с железными дорогами, где исходя из условий рельефа местности в случае повреждения газопровода возможно создание взрывопожароопасной обстановки, угрожающей безопасности движения поездов, следует устанавливать по решению проектных организаций системы автоматического газового контроля.

 

9. АЭРОКОСМИЧЕСКИЙ И АЭРОВИЗУАЛЬНЫЙ МОНИТОРИНГ

 

9.1. Основные методы контроля ЛЧ МГ, приведенные в п. 5.2. настоящего "Положения", используются для комплексного обследования и получения необходимой информации о техническом состоянии ЛЧ МГ.

9.2. Процессы взаимодействия МГ с окружающей средой идут на больших территориях, оперативно оценить их масштабы и состояние трубопроводных ГТС можно лишь на основе применения дистанционных, в первую очередь, аэрокосмических методов (АКМ), позволяющих получать принципиально новую по качеству и полноте информацию не только в контрольных точках, но, что особенно важно, по всей трассе в целом.

9.2.1. Информация, получаемая аэрокосмическими методами, может быть использована для:

- оценки технического состояния магистральных газопроводов по материалам повторных аэрофотосъемок трасс;

- прогнозирования процессов разрушения обвалования и обнажения газопроводов для выработки рекомендаций по ремонту;

- оценки степени устойчивости ландшафтов к техногенным воздействиям при строительстве и эксплуатации газопроводов;

- оценки влияния природной среды на состояние магистральных газопроводов;

- создания карт оценки местности по природно-техническим условиям эксплуатации.

9.2.2. Диагностирование состояния трубопроводных ГТС, дорог и их воздействия на окружающую природную среду должно представлять циклический процесс, заключающийся в подготовке, получении и анализе первичной информации; определении основных параметров состояния элементов геотехнической системы; отработке и анализе полученных результатов, принятии и разработке решений и осуществлении мероприятий по управлению ГТС (изменение режимов эксплуатации, корректировка и внедрение технических и др. мероприятий для защиты ГТС и окружающей природы, ремонт или реконструкция трубопроводов, дорог и др.). После этого вновь выполняются диагностирование состояния геотехнической системы. Такие циклы должны выполняться систематически.

9.2.3. При сравнении результатов мониторинга разных лет необходимо учитывать природно-климатические особенности этих лет с корректировкой на время проведения съемок.

9.2.4. Для получения достоверной информации с помощью аэрокосмических методов осуществляется подбор, заказ и получение проектной, строительной, эксплуатационной документации, информационных материалов по результатам ранее выполненных исследований природно-технических условий трассы и прилегающей местности, литературных источников, материалов дистанционного зондирования; решение вопросов технического обеспечения; обновление и дополнение имеющейся априорной информации, ее частичная переинтерпретация; выполняется камеральное тематическое дешифрование различных материалов (фондовых, космических съемок, мелкомасштабных АФС и др.) и предварительное районирование по природно-техническим условиям эксплуатации; выявляются геодинамические зоны; выбираются эталонные участки; определяется необходимость и решаются научно-методические вопросы проведения аэросъемочных работ; проводятся аэросъемка, аэровизуальные, аэродесантные и наземные исследования.

9.2.5. При выполнении наземных работ по всей трассе проводятся ландшафтно-индикационные исследования, осуществляются полевое дешифрирование материалов аэросъемок, визуальные наблюдения и наземное фотографирование характерных участков трассы. На эталонных участках проводятся: обустройство участка; инженерно-геологические и гидрогеологические исследования; топографические работы; исследования параметров технического состояния МГ и дорог.

9.2.6. На этапе обработки полученной информации выполняется дешифрование полученных на предыдущем этапе материалов; проводятся фотограмметрические измерения (с использованием стереокомпаратора, координатного стола и т.д.) и на их основании оцениваются параметры технического состояния магистральных трубопроводов; уточняются схемы природно-технического районирования; оценивается активность геодинамических зон; выполняется оценка состояния трассы; проводится подготовка и обработка данных на ЭВМ с целью выявления инвариантных зависимостей взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

9.2.7. Для применения в диагностике трубопроводных ГТС могут быть рекомендованы фотографические (в т.ч. многозональная, тепловая, сканерная, телевизионная, радиолокационная съемки и аэровизуальные (аэродесантные) обследования).

9.3. Космическая фотосъемка (КФС) является важным средством аэрокосмического мониторинга трубопроводных геотехнических систем. Она относительно недорога, покрывает всю изучаемую территорию и производится регулярно, что позволяет, используя минимальное количество опорных наземных данных, осуществлять контроль за состоянием действующих трубопроводов и давать прогноз их взаимодействия с окружающей средой на огромных территориях.

9.3.1. Высокое качество и метричность материалов космической фотосъемки, особенно крупных и средних масштабов, позволяют при обработке на системах анализа изображения увеличивать их в десятки раз без потери инженерно-геологической информации, что позволяет получать тематические карты крупных масштабов (1:10000, 1:25000 и 1:50000).

9.4. Аэрофотосъемка (АФС) - это съемка местности фотоаппаратом, установленным на летательном средстве (самолете, вертолете), на фотоматериал.

9.4.1. В исследованиях трасс и территорий прокладки трубопроводов в сложных физико-географических условиях наибольшее значение имеют фотографические съемки средних и крупных масштабов на черно-белую и спектрозональную фотопленки.

9.4.2. С точки зрения уменьшения объема последующей обработки АФС целесообразно проводить в масштабах порядка 1:50000. С учетом увеличения на синтезаторе масштаб рассматриваемого изображения будет около 1:7000.

9.4.3. Для получения информации об инженерных сооружениях особое место занимает фотограмметрический метод.

Применительно к диагностике трубопроводных ГТС фотограмметрический метод позволяет решать следующие задачи: измерять деформации трубопроводов; определять количество и измерять протяженность оголенных участков и участков с нарушением обвалования; следить за проявлением геодинамических процессов на трассе, например, за изменением площадей (границ) болот и обводненных участков; контролировать выполнение ремонтных работ на трассе трубопроводов (оценка объема отсыпаемого или намытого грунта и т.д.).

Основой всех фотограмметрических определений являются измерения пространственных координат точек фотографических изображений.

9.4.4. Определение деформации трубопровода заключается в нахождении разности координат тождественных точек сооружения, измеренных на снимках аэрофотосъемки разновременных облетов трассы.

9.4.5. Наиболее полная высококачественная информация о состоянии трасс и техническом состоянии трубопроводов (обводнение, увлажнение грунта, изменение уровня грунтовых вод, разрушение насыпи и обвалования, обнажение и деформация трубопровода, зарастание трассы и т.д.) может быть получена при использовании многозональной съемки.

9.5. Большое распространение для обследований территорий месторождений и трасс трубопроводов получил метод аэровизуального обследования (АэВО) с помощью летательных средств, для опознавания и раскрытия содержания механизмов взаимодействия МГ с окружающей средой, визуальной оценки состояния отдельных объектов и элементов трубопроводных ГТС.

9.5.1. К основным задачам АэВО трасс в системе диагностики трубопроводных ГТС относятся:

- оперативный визуальный контроль состояния МГ;

- предупреждение нарушений правил охраны и эксплуатации МГ;

- проверка и уточнение информации, полученной в результате выполнения работ предполевого этапа, уточнение программы целевых исследований;

- получение дополнительной информации о состоянии элементов ГТС, которая недостаточно отражена в материалах дистанционного зондирования, а также о состоянии изменяющихся во времени процессов на трассе МГ.

9.5.2. АэВО дает возможность:

- визуального контроля состояния элементов трубопроводных ГТС, проложенных в сложных географических условиях;

обзорного исследования в короткий срок значительных по протяженности участков трассы трубопровода в их естественном виде при различных масштабах наблюдений, которые при необходимости могут быть оперативно скорректированы в процессе обследования;

- изучения трассы не только в плановом изображении, но и в привычном -перспективном, т.е. восприятия форм и размеров элементов ГТС в обычных для газа ракурсах, облегчается также и обратный переход от перспективного восприятия местности к фото- или топооснове; при АФС получить такое двойное изображение не просто, т.к. требуется одновременная плановая и перспективная съемка, но и при этом будет зафиксирован только какой-нибудь определенный угол, под которым она производится;

- изучения местности, по которой проходит трасса.

9.5.3. АэВО имеют большие преимущества перед наземными визуальными обследованиями:

- облегчается обследование труднодоступных участков трассы ТМ;

- расширяется полоса маршрутного обследования, а это позволяет оценить не только состояние трубопровода и пограничной полосы, но и прилегающих к трассе участков местности, что исключительно важно для оценки развития геодинамических процессов в районе прохождения трассы и раскрытия механизма взаимодействия МТ с геологической средой;

- увеличиваются возможности полевого обследования, т.к. сверху видно то, что не различается или трудно определяется при наземном обследовании: например, опознаются зоны перехода между контрастными типами местности, контур болота, границы потенциально-опасных или эталонных участков и т.д.;

- перспективное восприятие местности заменяется планово-перспективным, напоминающим фотоплан (отдельный аэроснимок) или карту, что позволяет более обоснованно проводить генерализацию;

- значительно сокращаются сроки и стоимость полевых работ.

9.6. Аэрометоды не обеспечивают получения всего объема необходимой информации о состоянии элементов ГТС и динамике их изменения, поэтому они должны дополняться наземными работами. При этом должен использоваться эталонный метод.

9.6.1. При использовании эталонного метода изучение трассы трубопровода производится выборочным путем, на отдельных ограниченных площадках - эталонных участках, являющихся репрезентативными по отношению к выделенным природно-антропогенным комплексам, а полученные данные экстраполируются на всю территорию трассы.

9.6.2. Основными задачами наземных исследований на эталонных участках являются: решение методических вопросов, связанных с оперативной и объективной интерпретацией аэрокосмических данных; проверка точности и надежности информации, полученной с помощью аэрометодов, ее корректировка; получение дополнительной информации о параметрах элементов ГТС, которые недостаточно отражены в материалах аэросъемки или которые вообще невозможно определять с их помощью.

9.6.3. Основой для выбора эталонных участков является районирование территории трассы по природно-техническим условиям. Они намечаются в пределах типичных природно-антропогенных комплексов. При этом следует выбирать не только те участки, где МТ находится в деформированном состоянии (отличном от проектного), но и благополучные участки.

9.6.4. Состав наземных работ на эталонных участках зависит от конкретных задач исследований, а также от наличия точной и достоверной информации на исследуемый район.

9.6.5. В процессе выполнения наземных работ осуществляется полевое дешифрирование материалов дистанционных съемок; спектрометрирование; проводятся детальные ландшафтно-индикационные исследования; инженерно-геологические, гидрогеологические и геокриологические исследования; режимные наблюдения за развитием геодинамических процессов; проводятся измерения пространственного положения трубопровода и опорных конструкций геодезическими методами; оценивается общее состояние обвалования и балластировки, проводятся обмеры грунтового валика; измеряются параметры электрозащиты трубопроводов; определяется состояние изоляции и теплоизоляции трубопроводов и другие работы.

 

10. ВНУТРИТРУБНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ

 

10.1. Наиболее эффективным методом выявления дефектов и повреждений труб является прогон по трубопроводу специальных устройств - внутритрубных дефектоскопов, оснащенных специальными приборами.

10.2. Большинство конструкций дефектоскопов предназначено для определения конфигурации поперечного сечения трубопроводов, выявления вмятин, вспучиваний, утончений стенки трубы, внутренней и наружной коррозии.

10.3. Реже используются внутритрубные дефектоскопы, предназначенные для решения специальных задач. Так, дефектоскопы, оснащенные видео- и фотокамерами, применяют для визуальной инспекции внутренней поверхности труб: с инерционными устройствами - для определения кривизны и профиля трубопровода, со специальными датчиками - для выявления трещин, а с источниками нейтронного излучения - для определения глубины заложения подводных трубопроводов или толщины утяжеляющего покрытия.

10.4. Все внутренние дефектоскопы перемещаются по трубопроводу транспортируемым потоком и оборудованы различными датчиками, устройствами сбора, обработки и хранения информации, источниками питания.

10.5. Преимущества внутритрубного способа измерений .заключаются в том, что он не требует установки приборов постоянного контроля во время строительные работ и позволяет осуществлять регулярный контроль деформаций на всем протяжении действующего трубопровода с высокой производительностью. Это позволяет своевременно выявлять опасные участки, требующие производства ремонтных работ.

10.6. Кроме принципиальных ограничений этого метода пока еще существуют чисто технические трудности его применения, которое, с одной стороны, сдерживается вследствие большой дороговизны обследования, другой причиной является то, что устройства в основном разработаны для трубопроводов больших диаметров, т.е. могут применяться только для относительно новых газопроводов. Кроме того, старые газопроводы, не оборудованные камерами приема-запуска поршней, сваренные с подкладными кольцами из труб разных диаметров, имеют отводы с малыми радиусами кривизны, с неравнопроходными кранами и т.д., не приспособлены к внутритрубной диагностике. Поэтому ее внедрение в требуемом объеме возможно только после проведения реконструкции. Кроме того, недостаточно разработано методическое обеспечение обработки результатов обследования, оценки и прогноза состояния линейной части по ее результатам.

 

11. ВНЕШНИЕ ПРИБОРЫ И МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ И ПАРАМЕТРОВ ТРУБОПРОВОДОВ

 

11.1. Эти приборы могут быть "контактными" (устанавливаемыми) на трубопроводе и дистанционными, стационарными и нестационарными (переносными или перевозными транспортными средствами).

11.1.1. К контактным средствам относятся тензометрические, магнитные, геодезические и волоконно-оптические приборы, термопары и другие.

11.1.2. К дистанционным средствам относятся радиолокационные установки, приборы, основанные на электромагнитных методах поиска металлических подземных коммуникаций, гидроакустических и аэрокосмических системах, дифференциальной оптической абсорбционной спектроскопии, химических методик и другие.

11.2. Приборы для дискретных измерений выпускаются многими фирмами и имеют множество типов и конструкций. Благодаря техническому прогрессу, обладая высокой степенью точности, в то же время имеют небольшие габариты и вес, что делает их удобными для проведения работ по мониторингу. К их числу относятся различные металлоискатели, течеискатели, дефектоскопы, магнитные, ультразвуковые, электрические и др. манометры, термометры, термолары, вибрографы, влагомеры, газоанализаторы, уровнемеры, оптические приборы, различные тензометры, датчики и др. приборы.

11.3. Ультразвуковая дефектоскопия применяется для обнаружения различных дефектов стенки трубопровода как поверхностных, так и внутренних. Для этой цели используются продольные, поперечные, поверхностные ультразвуковые волны и соответственно различные типы искателей (первичных преобразователей).

11.3.1. Ультразвуковому контролю подвергаются: кольцевые сварные соединения МГ и технологической обвязки КС и ГРС; кольцевые сварные швы соединительных деталей трубопроводов и запорной арматуры.

11.3.2. В процессе эксплуатации МГ ультразвуковой контроль используется для выборочного контроля сварных швов на потенциально-опасных участках МГ и наиболее нагруженных элементах технологической обвязки КС, ГРС и технологического оборудования. Ультразвуковой контроль проводится по поверхности изделия, очищенной от брызг металла, шлака, грязи, окалины. Шероховатость подготовленной поверхности должна быть не менее  = 40 мкм (ГОСТ 2789-73). Ширина зоны очистки относительно оси сварного шва (слева и справа) не меньше 2,5-40 мм, где t - толщина стенки, мм.

11.3.3. Для ультразвукового контроля следует применять дефектоскопы типа УД2-12 (ПО "Волна", г. Кишинев) или УСК-7 фирмы "Крауткремер" (ФРГ), а также другие, обеспечивающие обнаружение и документирование дефектов.

11.4. Радиографический метод - один из основных методов неразрушающего контроля сварных швов трубопроводов. Служит для обнаружения металлургических дефектов в стенке трубы, дефектов сварки и коррозионных повреждений.

11.4.1. Реальная чувствительность метода колеблется от 5 до 10%. Это означает, что дефекты, имеющие глубину от 5 до 10% от толщины стенки, должны выявляться с высокой степенью достоверности. Радиографию не рекомендуется использовать для обнаружения трещин и трещиноподобных дефектов.

11.4.2. Наряду с общими требованиями к квалификации специалистов должны соблюдаться требования по радиологической безопасности персонала.

11.5. Акусто-эмиссионный контроль (АЭ-контроль) используется только в совокупности с известными методами неразрушающего контроля, обеспечивающими идентификацию вида и размеров повреждения.

Объектами АЭ-контроля магистральных газопроводов являются отдельные потенциально-опасные участки газопровода.

Участками газопроводов, пригодными для применения АЭ-метода, могут быть: автомобильные и железнодорожные, надземные и водные переходы.

11.5.1. Метод АЭ позволяет контролировать всю поверхность объекта контроля, включая соединения (сварные швы). Обнаруживаются трещиноподобные дефекты, развивающиеся под действием эксплуатационных или испытательных нагрузок.

Для проведения контроля должен быть обеспечен непосредственный доступ к поверхности объекта контроля для установки датчиков АЭ.

11.5.2. Могут быть использованы волноводы, укрепленные постоянно на газопроводе для осуществления периодического или непрерывного контроля без освобождения газопровода от грунта.

11.6. Тензометрический метод измерения универсален в области ранней диагностики и позволяет проводить контроль напряженно-деформированного состояния участка газопровода с момента наклейки тензорезисторов и снятия "нулевых" показаний.

11.6.1. Если наклейка осуществлялась в период проведения монтажных работ, то снимаемые при эксплуатации показания являются абсолютными и дают уровень действующих в конструкции напряжений.

11.6.2. При наклейке тензорезисторов на действующий газопровод решается задача проведения контроля за развитием деформаций. При этом уровень напряжений до наклейки датчиков ("нулевой" уровень) может быть оценен расчетным путем для каждого конкретного случая. Суммируя измеренные напряжения с расчетными, можно получить полную величину напряжений в конструкции, возникающих при ее эксплуатации.

11.6.3. Область применения метода - потенциально-опасные участки.

11.7. Визуально-оптический метод широко применяется для обнаружения поверхностных дефектов различного типа.

11.7.1. Факторами, влияющими на достоверность визуального контроля, являются:

- состояние поверхности в зоне контроля;

- степень локализации зоны контроля, в которой предполагается возникновение дефектов;

- острота зрения и физическое состояние оператора;

- качество и исправность применяемого прибора;

- условия контроля;

- время контроля;

- квалификация оператора.

11.7.2. Поверхностные дефекты, расположенные в труднодоступных или недоступных для визуального контроля местах, могут быть обнаружены с помощью эндоскопов - устройств линзового или волоконно-оптического типа.

11.7.3. Состояние основного металла труб и сварных соединений обследуемого участка МГ для подземной прокладки может быть выявлено визуально только после шурфовки и очистки поверхности трубы от изоляции.

Для надземных МГ состояние металла проверяется визуально.

Кроме того, могут использоваться методы неразрушающего контроля АЭ, УЗК и другие.

11.7.4. Выявленные поверхностные повреждения металла трубы и сварных соединений должны иметь полное описание с указанием:

- характера повреждения;

- размеров;

- привязки дефектов (вдоль оси и по окружности) и изображения их на развертке трубы;

- профиля дефектов в поперечном сечении: необходимо установить форму дна дефекта, при возможности - радиус кривизны дна дефекта.

При наличии повреждений, размеры которых превышают допустимые, необходимо произвести съемку поврежденного участка на кальку (приложения 1, 2 и 3).

11.7.5. Поврежденные коррозией места на поверхности газопровода должны быть очищены от продуктов коррозии и четко обведены по контуру масляной краской. В верхней части трубы масляной краской указывается отметка дефекта.

11.7.6. Для контроля напряженно-деформированного состояния (НДС) металла может использоваться метод магнитоупругости с помощью прибора "стресскан" или подобного.

11.7.7. В эксплуатации появляется необходимость в определении механических свойств металла (труб, отводов, тройников, кранов и т.п.). Для этой цели можно применять метод без образцового определения пределов прочности и пределов текучести металла на основе измерения твердости (ГОСТ 22761-77, ГОСТ 22762-77) и другие методы.

11.7.8. При необходимости для анализа металла труб и сварных соединений из трассы газопровода вырезают образцы для испытаний. При этом отбор образцов и результаты их испытаний оформляются документы, приведенными в приложениях 4 и 5.

11.7.9. Для выявления поверхностных трещин и дефектов могут использоваться капиллярная дефектоскопия (КД), цветная дефектоскопия, магнитно-порошковая дефектоскопия (МПД). Могут также использоваться методы ультразвуковой толщинометрии (УЗТ) и твердометрии.

 

12. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО

ГАЗОПРОВОДА

 

12.1. Техническая оценка участков МГ должна включать в себя следующие этапы:

- анализ информации, содержащейся в техническом паспорте и банке данных;

- техническое обследование участка (рис.2);

- анализ результатов;

- определение степени опасности дефектов;

- оценка общего напряженно-деформированного состояния участка и его отдельных мест;

- оценка работоспособности участка;

- принятие решений о дальнейшей эксплуатации (или ремонте) и о технических мероприятиях по восстановлению несущей способности участка.

Принципиальная последовательность оценки состояния участка МГ представлена на рис.3.

 

Техническое обследование участка газопровода

 

 

Рис. 2

 

 

 

 

 

Основные (примерные) принципы диагностики магистральных газопроводов

 

 

Рис. 3

 

12.2. По результатам выполненных работ по натурному обследованию участка МГ оформляются заключение или отчет, в которых должны быть отражены:

а) по пикетное описание фактического состояния трубопровода;

б) рекомендации для разработки технического проекта ремонтно-восстановительных и укрепительных мероприятий, инженерно-гидрологических работ, предотвращающих обводнение грунтов и регулирующих режимы стока поверхностных вод, выбора тепловых и гидравлических режимов эксплуатации;

в) предложения по проведению дополнительных изысканий и исследований.

12.3. Результаты натурных обследований участка оформляться актами, формы которых должны быть разработаны в специализированных инструктивных документах по каждому виду работ.

12.4. Для всех потенциально-опасных участков МГ, выявленных в результате натурного обследования МГ, необходимо выполнить оценку напряженно-деформированного состояния (НДС). Определение НДС опасного участка МГ должно производиться по специально разработанным методикам, применительно к следующим участкам:

- подземный участок МГ;

- надземный многопролетный газопровод;

- однопролетный балочный надземный переход;

- висячий переход;

- вантовый переход (различных конструкций);

- участки в непроектном положении;

- подводный переход;

- переход под автомобильной или железной дорогой в футляре;

- перемычки между основными нитками МГ;

- участок в зоне действия оползня;

- участок в зоне протекания карстовых явлений.

12.5. Каждый из потенциально-опасных участков подвергается расчету на прочность и устойчивость и их оценке в соответствии с нормами и отраслевыми рекомендациями.

В некоторых случаях расчету НДС по данным натурного обследования должны предшествовать расчеты участка МГ на прочность и устойчивость по проектному положению. Полученные результаты используются для сравнения с результатами расчетов по методике, предназначенной для оценки НДС фактического положения участка на основании данных съемки участка.

Для такой оценки могут привлекаться компетентные специализированные организации или специалисты.

12.6. На основании анализа и оценки результатов технического обследования участка ГМ, а в необходимых случаях также на основании оценки его напряженно-деформированного состояния должны быть приняты соответствующие выводы и решения относительно дальнейших условий эксплуатации участка.

Система принятия решений должна включать в себя:

- оценку работоспособности участка;

- оценку его ресурса;

- заключение о выводе участка МГ в ремонт или об условиях его эксплуатации и периодичности обследования.

12.7. Такими решениями могут быть:

- немедленная остановка эксплуатации для проведения ремонтно-восстановительных работ;

- продолжение эксплуатации без ограничений до очередного планово-предупредительного ремонта или капитального ремонта;

- продолжение эксплуатации с ограничениями по технологическим параметрам МГ и введением дополнительных осмотров, неразрушающего контроля и технической диагностики с периодичностью, обеспечивающей безопасную его эксплуатацию.

 

 

Приложение 1

Описание поверхностных наружных дефектов (образец)

 

Трубопровод - газопровод "Оренбург-Заинск"     участок 0-119 км  Дата обследования 5.06.1994 г.

 

 

 

Обозначение дефекта	Расст. от шва, м	Ориентация в часах	Расположение: внешний внутренний	Локальная коррозия			Общая коррозия			Толщина стенки		Другие сведения
				глубина, мм	длина, мм	ширина, мм	глубина, мм	длина, мм	ширина, мм	номин., мм	фактич., мм
1.	+5.0	6°°	внешний	Отпечаток прилагается						14.2	10.1	коррозия язвами
2.	+2.0	5-7	внешний	2.5	30	30	1.5	3000	540	14.0-14.2	12.5	неравномерная коррозия
				2.0	50	40
3.	+4.0	5°°	внешний	3.5	20	30	-	-	-	14.0-14.1	11.5	коррозия язвами
				3.0	20	20
4.	-2.8	4	внешний	10.0	350	200	-	-	-	14.1-14.2	14.1	вмятина
5.	-1.3	4°°	внешний	3.0	200	50	-	-	-	14.2	11.2	задир

 

 

Приложение 2

 

 

Коррозийные повреждения наружной поверхности г/п Оренбург-Заинск

(масштаб 1:2)

Приложение 3

 

Результаты измерения остаточной толщины поврежденного участка трубы (образец)

 

Трубопровод: конденсатопровод "Оренбург-Уфа" 377; участок: 0-136 км; Дата обследования: 15.06.1994 г.

 

																		Отметка				41994,5 м
Оренбург																														20																														Уфа
12 час																			9.0	9.1	9.1		9.0	9.0	9.1	9.1		9.0			9.1			9.0
									9.0		9.1		9.1		9.0		9.1		9.0	9.0	9.1		9.1	9.0	9.0	9.1		9.1			9.1			9.0			9.0			9.1			9.1			9.0			9.0			9.0
									9.0		9.0		9.1		9.0		8.9		8.8	8.9	8.7		7.9	7.7	7.6	7.7		7.8			8.0			8.1			8.1			8.0			8.1			9.0			8.8			9.0			9.1			9.1
							9.1		8.8		8.7		8.8		9.0		8.7		8.0	7.1	8.1		7.8	7.9	8.0	7.9		7.9			8.0			8.2			9.0			9.0			9.1
1 час					9.0		9.0		8.4		7.4		7.4		8.0		7.7		7.6	6.7	7.7		8.6	9.0	9.0	8.8		8.7			9.0			9.0			9.3
		9.1	9.2	9.3	9.2		8.2		8.3		8.1		8.0		8.0		5.2		5.5	6.4	7.2		8.1	8.1	8.4	8.3		8.2			9.0			9.2			9.2			9.3			9.1
	9.0	9.0	8.9	8.3	8.4		8.3		9.0		5.8		5.0		4.4		4.4		4.1	7.4	8.6		8.7	8.7	8.8	9.0		9.0			8.9			9.0			9.1			9.2			9.1			9.0
	9.0	9.1	9.0	9.0	8.8		7.9		5.9		5.8		4.1		4.1		4.7		4.8	7.9	7.9		8.0	8.3	8.4	8.5		8.3			8.4			8.4			8.8			8.9			9.1			9.1
2 час	9.0	9.0	9.1	9.0	9.0		8.8		4.3		4.7		4.9		3.8		3.3		4.4	8.0	8.8		6.2	6.8	7.7	7.4		7.8			8.0			8.3			8.8			9.0			9.1			9.0
		9.1	9.0	9.0	8.8		7.9		7.8		6.7		6.8		4.3		4.3		4.1	4.1	4.0		6.0	5.1	5.7	6.8		7.9			9.0			9.0			9.0			9.1			9.1			9.0
			9.1	9.0	9.0		9.1		9.0		9.0		9.0		8.9		7.9		8.0	5.8	4.7		8.8	7.9	6.2	6.1		6.1			6.8			7.0			8.6			8.7			9.0			9.1			9.0
				9.1	9.0		9.0		9.0		9.0		9.0		9.1		9.1		9.0	9.0	9.0		9.0	8.3	9.0	8.4		8.8			7.9			6.3			6.4			9.0			9.1			9.0			9.1
											9.1		9.1		9.1		9.1		9.0	9.0	9.0		9.1	9.1	9.0	9.0		9.1			9.1			9.1			9.0			9.0			9.1			9.0
3 час															9.0		9.1		9.0	9.1	9.1		9.1	9.1	9.0	9.0		9.1			9.1			9.1			9.0			9.1			9.1

 

Приложение 4

 

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер ЛПУ

_______________________

 "____" __________ 199__ г.

 

АКТ

отбора образцов

 

"____" ____________ 199___ г.

 

Мы, нижеподписавшиеся

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

составили настоящий акт о том, что из трубопровода

________________________________________________________________________________

(наименование трубопровода, участок)

на ______________ км вырезана катушка (сегмент) размерами:

длина ___________ мм, ширина ____________, толщина стенки ____________ мм

Труба изготовлена по ТУ ________________________________________________

Маркировка нанесена масляной краской (клеймением).

Катушка (сегмент) отправлена в технический отдел УЭПП.

 

Начальник ЛЭС	____________________/________________ подпись                            Ф.И.О.
Мастер	___________________/_________________ подпись                                         Ф.И.О.

 

 

Приложение 5

 

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель предприятия

МП _____________________Ф.И.О.

 (подпись)

 

ПРОТОКОЛ

испытаний металла трубы

 

"____" ____________ 199__ г.

 

Составлен на металл трубы,  ____________ мм из стали марки, поставленный согласно Акта отбора образцов от "____" ____________ 199__ г.

 

 

 

 

 

 

 

Механические свойства

 

Маркировка образцов	Основной металл					Сварное соединение
	Предел прочности, кг/мм	Предел текучести, кг/мм	Относит. удлинение, %	Ударная вязкость, кг м/см		Предел прочности, кг/мм	Ударная вязкость, кг м/см, -40° С
				-5° С	-40° С

 

Химический состав, %

 

С

Mn

Si

P

S

Сu

Сг

Ni

Mo

Al

Ti

 

Исследованный металл соответствует стали

 

Ответственный исполнитель

___________________/_________________ подпись                             Ф.И.О.

 

 

Приложение 6

 

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер ЛУП

"____" _____________ 199__ г.

 

АКТ

осмотра и обследования участка трубопровода

 

________________________________________________________________________________

наименование трубопровода

________________________________________________________________________________

категория участка, отметка участка обследования

"____" _____________ 199__ г.

 

1. Осмотр.

1.1. Местность (лес, степь, сельскохозяйственное поле, поливные земли, пойма реки).

1.2. Рельеф местности (равнина, склон, овраг).

1.3. Глубина заложения трубы __________________м

до верха

1.4. Грунт (песок, супесь, суглинок, глина, известняк, чернозем: сухой, влажный).

1.5. Тип изоляции _______________________________________________________

1.6. Состояние изоляции _________________________________________________

1.7. Повреждения и дефекты изоляции (гофры, складки, пропуски, трещины, сдиры).

1.8. Прилипаемость изоляции (нет, есть: слабая, удовлетворительная, хорошая; по всей трубе, местами: вверху, внизу; лента эластичная, жесткая, хрупкая).

1.9. Наличие влаги под изоляцией (есть, нет).

2. Обследование

2.1. Используемые измерительные инструменты ______________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

2.2.Используемые приборы ________________________________________________________

________________________________________________________________________________

2.3. Схема (эскиз) узла с указанием места обследования и повреждений (при необходимости)

2.4. Результаты осмотра и обследования

2.5. Прочие сведения

Осмотр и обследование произвели:

 

Начальник ЛЭС	______________________________ Ф.И.О. подпись
Мастер	______________________________ Ф.И.О. подпись
Техник	______________________________ Ф.И.О. подпись
(Должность)	______________________________ Ф.И.О. подпись
(Должность)	______________________________ Ф.И.О. подпись

 

 

Приложение 7

 

Классификация дефектов труб

 

Все дефекты труб МГ можно разделить на следующие классы:

1. Отклонение оси трубы от проектного положения.

2. Нарушение формы поперечных сечений труб.

3. Дефекты стенки трубы и сварных соединений.

К первому классу относятся:

- всплывшие участки трубопровода;

- арочные выбросы и выпучины;

- провисы, просадки.

К всплывшим участкам относятся участки магистрального газопровода, потерявшие проектное положение оси в обводненном грунте с выходом на поверхность воды. Анализ и оценку несущей способности таких участков можно оценивать, используя рекомендации.

К арочным выбросам относятся участки магистрального газопровода, потерявшие в процессе эксплуатации проектное положение оси с выходом на дневную поверхность. По форме арочные выбросы подразделяются на симметричные и несимметричные (в виде одной полуволны синусоиды), на косогоре (со смещением оси в вертикальной плоскости) и типа "змейки" в горизонтальной плоскости (с двумя и более полуволнами).

К выпучинам относятся участки трубы, выпучившиеся  в результате морозного пучения грунтов, обычно при промерзании талых грунтов, вмещающих трубопровод.

Для анализа и оценки работоспособности таких участков необходимо использовать инструкции.

К провисам относятся оголенные участки трубы без опирания на грунт, возникающие, например, в результате карстовых явлений или оттаивания вечномерзлых грунтов.

К просадкам относятся участки трубы на глинистых и лесовых грунтах, ось которых при повышении влажности выше определенного значения опускается ниже проектного уровня, или участки труб, проседающие при оттаивании вечномерзлых грунтов.

Ко второму классу относятся:

- овальность трубы;

- вмятины;

- гофры.

Овальность сечения - дефект геометрической формы сечения трубы (трубопровода), возникающий в результате превращения начального кольцевого сечения трубы в эллиптическое. Овальность сечений образуется при действии значительных внешних поперечных (радиальных) нагрузок на трубу (трубопровод). Овальность сечения определяется как отношение разности между максимальным Д и минимальным Д диаметрами в одном и том же сечении к номинальному диаметру. Оценка работоспособности такого участка определяется согласно Рекомендациям.

Вмятина - местное изменение формы поверхности трубы, не сопровождающееся утонением стенки. Вмятина образуется в результате взаимодействия трубы с твердым телом, не имеющим острых кромок. Это взаимодействие может быть как статическим, так и динамическим.

Вмятина имеет, как правило, плавное сопряжение с остальной поверхностью трубы и поэтому не вызывает пиковой концентрации напряжений. В области вмятины имеются значительные остаточные изгибные (по толщине стенки трубы) пластические деформации. Эти деформации возникают как в поперечных, так и в продольных сечениях вмятины, но обычно максимальные их значения имеют место в поперечном (кольцевом) направлении.

Вмятина характеризуется поверхностными размерами (вдоль трубы и в кольцевом направлении) и глубиной.

При обследовании МГ следует обращать внимание на возможность наличия вмятины в зоне нижней образующей газопровода. Зона нижней образующей (5-6-7 часов) является наиболее подверженной образованию вмятин как в процессе сооружения, так и эксплуатации.

Гофр - поперечная складка на поверхности трубы. Характеризуется глубиной, которую обычно соизмеряют с толщиной стенки трубы.

Гофры обычно образуются при изоляционно-укладочных работах или при холодном изгибе труб. В редких случаях гофры могут образовываться в процессе эксплуатации МГ на углах поворота трассы при значительных перемещениях криволинейного участка МГ вследствие действия внутреннего давления и температуры и при прохождении трубопровода в слабонесущих грунтах.

К третьему классу относятся дефекты стенок труб металлургического происхождения и образовавшиеся при транспортировке, сооружении и эксплуатации МГ.

Дефекты стенок труб металлургического происхождения:

- трещины;

- расслоения;

- закаты;

- плены;

- рванины;

- ликвация;

- риски.

Трещины - узкий разрыв металла, направленный к поверхности стенки трубы под углом, близким к 90°. Могут быть сквозными и несквозными.

Расслоение - несплошность металла, ориентированная параллельно поверхности стенки трубы.

Закат - несплошность металла в направлении прокатки листа на значительной длине.

Плена - отслоение металла различной толщины и размера, вытянутое в направлении прокатки и соединенное с основным металлом одной стороной.

Рванина - раскрытый глубокий окисленный разрыв поверхности металла разнообразного очертания, расположенный поверх или под углом к направлению прокатки.

Ликвация - повышенное содержание неметаллических включений.

Риска - продольная канавка, образовавшаяся в результате взаимодействия трубы с острыми выступами при прокатке (изготовлении) труб.

Дефекты стенок труб, образовавшиеся при транспортировке труб, сооружении и эксплуатации МГ:

- утонения стенки трубы на значительной площади;

- локальные повреждения стенки трубы как единичные, так и групповые;

- линейно-протяженные дефекты.

Утонение стенки трубы на значительной площади обычно вызывается сплошной (равномерной или неравномерной) коррозией трубопровода. Критерием именно такого повреждения является то, что максимальные напряжения в ослабленной зоне не зависят от поверхностных размеров дефекта, а определяются только в зависимости от минимальной толщины стенки в зоне утонения.

В дефектах типа утонений практически отсутствуют пиковые концентрации напряжений.

Локальное повреждение стенки трубы - это дефект стенки с характерными размерами, сопоставимыми с ее толщиной (но не более 5 толщин). К этим повреждениям относится питтинговая коррозия, каверны различного происхождения, забоины.

Линейно-протяженные дефекты - относительно длинные поверхностные повреждения стенок труб, у которых один размер - длина во много раз превышает два других - ширину и глубину. К линейно-протяженным дефектам относятся:

- царапины;

- задиры.

Царапины - дефект, поперечное сечение которого имеет треугольную или трапециевидную форму малой ширины.

Задир - отличается от царапины несколько большей шириной и зазубренными краями.

Происхождение этих дефектов имеет механический характер.

Прочность газопровода с подобными дефектами определяется степенью концентраций напряжений в сечении дефекта.

Линейно-протяженные дефекты дополнительно .характеризуются углом между направлением дефекта и образующей трубопровода. Чем этот угол меньше, тем опаснее дефект.

Указанная классификация является качественной, а количественные оценки и расчеты опасности дефектов представлены в специально разработанных методиках по классам дефектов. Примеры оформления результатов измерений поверхностных дефектов даны в приложениях 1, 2, 3.

Дефекты сварных соединений - дефекты технологического происхождения, возникающие при выполнении сварочных работ. Они подробно классифицированы в нормах.

 

 

Приложение 8

 

Принятые сокращения

 

АэВО - аэровизуальное обследование

АКМ - аэрокосмические методы

АФС - аэрофотосъемка

АЭ - акусто-эмиссионный

БД - база данных

ГПА - газоперекачивающий агрегат

ГРС - газораспределительная станция

ГСП - газосборный пункт

ГТС - газотранспортная система

ГУВО - Главное Управление военизированной охраны

ЕСГ - единая система газоснабжения

КВР - контрольно-восстановительный ремонт

КД - капиллярная дефектоскопия

КС - компрессорная станция

КФС - космическая фотосъемка

ЛПУ - линейное производственное управление

ЛЧ - линейная часть

ЛЭП - линия электропередачи

ЛЭС - линейная эксплуатационная служба

МВД - Министерство внутренних дел

МГ - магистральные газопровод

МПД - магнитно-порошковая дефектоскопия

МТ - магистральный трубопровод

НДС - напряженно-деформированное состояние

ООД - объектный отдел диагностики

ПОС - проект организации строительства

ПОУ - потенциально-опасный участок

ППР - проект производства работ

РФ - Российская Федерация

РЦД - региональный центр диагностики

РЧ - рабочие чертежи

СМР - строительно-монтажные работы

СНиП - строительные нормы и правила

ТО - техническое обследование

ТС - техническое состояние

УЗД - ультразвуковая дефектоскопия

УЗТ - ультразвуковая толщинометрия

ЦД - центр диагностики

ЭВМ - электронно-вычислительная машина

ЭХЗ - электрохимическая защита

 

 

Приложение 9

 

Нормативные документы и руководства

 

1. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов. "Недра", М., 1985.

2. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. "Недра", М., 1989.

3. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.

4. СНиП 2.01.07-85 Нагрузки и воздействия.

5. СНиП II-23-81 Стальные конструкции.

6. СНиП III-42-80 Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ.

7. СНиП 1.06.06-85 Положение об авторском надзоре проектных организаций за строительством предприятий, зданий и сооружений.

8. Временное положение по приемке законченных строительством объектов. Госстрой России № БЕ-19-11/13 09.07.1993.

9. Положение о техническом надзоре заказчика за качеством строительства (реконструкции) и капитального ремонта объектов газовой промышленности. ОАО "Газпром". 20.12.1994.

10. Положение о заказчике-застройщике (едином Заказчике, дирекции строящихся предприятий) и техническом надзоре. Госстрой СССР. 02.02.1988. Госпроматомнадзор СССР. 19.10.1991.

11. Положение о проведении технической диагностики и технадзора ПО "Союзоргэнергогаз" на газовых объектах Министерства газовой промышленности. Мингазпром. 27.04.1989.

12. РД-51-2-97 Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. - М., ИРЦ "Газпром", 1997, 48 с.

13. ГОСТ 3.1116-79 Нормоконтроль. Единая система технологической документации.

14. ГОСТ 26964-86 Правила государственной приемки продукции. Основные положения.

15. ПР 50.2.006-94 "ГСИ. Проверка средств измерений. Организация и порядок проведения".

16. ПР 50.2.009-94 "ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений".

17. ОНТП 51-1-85 Газопроводы. Нормы технологического проектирования. Мингазпром.

18. СНиП 1.02.07-87 Инженерные изыскания для строительства.

19. СНиП 2.01.01-82 Строительная климатология и геофизика.

20. СНиП 2.02.01-83 Основания зданий и сооружений.

21. СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты.

22. СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах.

23. ВСН 014-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей Среды.

24. ВСН 2-106-78 Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защиты МГ и промысловых объектов. Миннефтегазстрой, 1980.

25. ВСН 51-1-80 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных газопроводов Мингазпрома. Мингазпром, 1980.

26. ОСТ 51.63-80 Газопровод. Линейная часть. Термины и определения.

27. ОСТ 51.54-79 Транспорт газа трубопроводный. Основные термины и определения.

28. Правила пожарной безопасности в газовой промышленности. Мингазпром, 1984.

29. Типовая инструкция по организации безопасного производства газоопасных работ. Госгортехнадзор, 1985.

30. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузовых кранов. Госгортехнадзор, 1969.

31. Положение о федеральном горном и промышленном надзоре России. Указ Президента РФ № 235. 18.02.1993.

32. Положение о государственной экологической экспертизе. Минтопэнерго РФ № 56. 11.03.94.

33. СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения.

34. СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы.

35. Рекомендации по оценке работоспособности подводных переходов газопроводов при наличии размывов дна. - М., ВНИИГАЗ, 1995, 40 с.

36. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов. -М., ВНИИГАЗ, 1992, 53 с.

37. Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в непроектном положении. - М., ВНИИГАЗ, 1986, 43 с.

38. Инструкция по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах. - М., ВНИИГАЗ, 1986, 57 с.

39. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации. - М., ВНИИГАЗ, 1996.

40. Рекомендации по контролю напряженного состояния магистральных газопроводов. - М., ВНИИГАЗ, 1989, 39 с.

41. СП 103-34-96 Подготовка строительной полосы.

42. СП 104-34-96 Производство земляных работ.

43. СП 106-34-96 Укладка газопроводов из труб, изолированных в заводских условиях.

44. СП 107-34-96 Балансировка, обеспечение устойчивости положения газопроводов на проектных отметках.

45. СП 105-34-96 Свод правил по производству сварных работ и контролю качества сварных соединений.

46. СП 101-34-96 Свод правил по выбору по выбору труб для сооружения магистральных газопроводов.

47. СП 111-34-96 Свод правил по очистке полости и испытанию газопроводов.

 

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

Рис.1. Организационная структура системы диагностического обслуживания линейной части магистральных газопроводов ОАО "Газпром"

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. ЗАДАЧИ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

3. ОРГАНИЗАЦИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

4. СИСТЕМА ДИАГНОСТИРОВАНИЯ И СОСТАВ РАБОТ

5. МЕТОДЫ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

6. ОРГАНИЗАЦИЯ ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ

7. ПЛАНИРОВАНИЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

8. ВИДЫ, СРЕДСТВА И ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕКУЩЕГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЭКОСИСТЕМЫ "ТРУБОПРОВОД-ОКРУЖАЮЩАЯ СРЕДА"

9. АЭРОКОСМИЧЕСКИЙ И АЭРОВИЗУАЛЬНЫЙ МОНИТОРИНГ

10. ВНУТРИТРУБНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ

11. ВНЕШНИЕ ПРИБОРЫ И МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ПАРАМЕТРОВ ТРУБОПРОВОДОВ

12. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Рис. 2. Техническое обследование участка газопровода

Рис. 3. Основные (примерные) принципы диагностики магистральных газопроводов

Приложение 1. Описание поверхностных наружных дефектов (образец)

Приложение 2. Коррозийные повреждения наружной поверхности г/п Оренбург-Заинск (масштаб 1:2)

Приложение 3. Результаты измерения остаточной толщины поврежденного участка трубы (образец)

Приложение 4

Приложение 5

Приложение 6

Приложение 7. Классификация дефектов труб

Приложение 8. Принятые сокращения

Приложение 9. Нормативные документы и руководства