ГОСТ Р 54907-2012

• gost-r-54907-2012.pdf (1.10 MiB)
  ГОСТ Р 54907-2012

ГОСТ Р 54907−2012 Автоматична тръбопроводен транспорт на петрол и петролни продукти. Техническо диагностирование. Основни разпоредби

ГОСТ Р 54907−2012

НАЦИОНАЛЕН СТАНДАРТ НА РУСКАТА ФЕДЕРАЦИЯ

Автоматична тръбопроводен транспорт на петрол и петролни продукти

ТЕХНИЧЕСКО ДИАГНОСТИРОВАНИЕ

Основни разпоредби

Багажника pipelines for oil and oil products транспорт. Technical diagnosis. Basic principles

ОУКС 19.100

Дата на въвеждане на 2012−10−01

Предговор

Цели и принципи на стандартизацията в Руската Федерация са монтирани Федералния закон от 27 декември 2002 г., N 184-FZ «ЗА фараон», както и правила за прилагане на националните стандарти на Руската Федерация — ГОСТ Р 1.0−2004 «Стандартизация в Руската Федерация. Основни положения"

Информация за стандарта

1, РАЗРАБОТЕН Дружество с ограничена отговорност «Научно-изследователски институт по транспорта на петрол и на петролни продукти» («ООД «ИКИ ТНН»), на Открито акционерно дружество «Център за техническа диагностика» (ОАО «ЦТД «Диаскан»)

2 ДОБАВЕН Подкомитетом КОМПЮТЪР 7 «Автоматична тръбопроводен транспорт на петрол и на петролни продукти» на техническия комитет по стандартизация ТК 23 «Техника и технологии за добив и преработка на нефт и газ"

3 ОДОБРЕНА И влязла В сила Заповед на Федералната агенция за техническо регулиране и метрология от 24 май 2012 г. N 75-член

4 В настоящия стандарт са отчетени основните норми на следните международни и американски национални стандарти:

— ISO 13623:2009* «Нефтена и газова промишленост. Система трубопроводного транспорт» (ISO 13623:2009 «Petroleum and natural gas industries — Pipeline транспортни системи»);
________________
* Достъп до международни и чуждестранни документи, посочени тук и по-нататък по текста, може да получите като посетите сайта shop.cntd.ru. — Забележка на производителя на базата данни.

— ISO 15649:2001 «нефтената и газовата Промишленост. Система за тръби» (ISO 15649:2001 «Petroleum and natural gas industries. Piping»);

— API STD 2610 «Проектиране, изграждане, експлоатация, поддръжка и проверка на оборудване на терминали и резервоари» (API STD 2610 «Design, construction, operation, maintenance and inspection of terminal & tank facilities»);

— API STD 1163 «Изисквания към системи за внутритрубного на диагностициране» (API STD 1163 «In-line inspection системи qualification standard»);

— ANSI/ИАНМСП В 31.4 «Система за тръбопровод за транспортиране на течни въглеводороди и други течности» (ANSI/ИАНМСП В 31.4 «Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids»).

5 В настоящия стандарт са отчетени изискванията на:

— От федералния закон от 21.07.1997 N 116-FZ «ЗА индустриална сигурност на опасни производствени обекти»;

— От федералния закон от 21.12.1994 N 69-FZ «ЗА» пожарна безопасност»;

— От федералния закон от 27.12.2002 N 184-FZ «ЗА фараон.

— От федералния закон от 30.12.2009 N 384-FZ «Технически правила за безопасност на сгради и съоръжения»;

— Технически регламент «За сигурността на оборудване за работа в експлозивни среди», одобрен с постановление на Правителството на Руската Федерация от 24.02.2010 N 86;

— Технически регламент «За сигурността на машини, съоръжения и оборудване», одобрен с постановление на Правителството на Руската Федерация от 15.09.2009 N 753

6 ВЪВЕДЕНА ЗА ПЪРВИ ПЪТ


Информация за промените в този стандарт се публикува в годишния издаваемом като доказателства представя следните документи», текст на промени и изменения в ежемесечно издавани информационни директории на «Национални стандарти». В случай на преразглеждане (замяна) или отменяне на настоящия стандарт съответното уведомление ще бъде публикувано в месечни издаваемом информационния индекс «Национални стандарти». Съответната информация, уведомяване и текстове се поставят също в информационната система за общо ползване — на официалния сайт на Федералната агенция за техническо регулиране и метрология на Интернет

1 Област на приложение

1.1 на този стандарт определя основните разпоредби за изпълнение на техническо диагностициране и разпространява на тръбопроводи на линейна част на магистрални тръбопроводи (нефтепродуктопроводов), завършени строителството, след реконструкция, основен ремонт, намиращи се в експлоатация, опазване и режим на съдържанието в безопасно състояние.

1.2 Настоящият стандарт не се прилага:

— на тръбопроводи за сжиженных въглеводородни газове и техните смеси, нестабилен бензин и кондензат нефтен газ и други сжиженных въглеводороди с еластичност, наситени с изпарения при температура от 20 °C над 0,2 Mpa; тръбопроводи, транспортирующие газообразни среда;

— основни нефтопроводи (нефтепродуктопроводы) с многофазным перекачиваемым продукт (течност с газ);

— промысловые тръбопроводи.

Този стандарт е предназначен за прилагане от организации:

— эксплуатирующими основни нефтопроводи (нефтепродуктопроводы);

— основани на клиенти за провеждане на техническа диагностика;

— изпълняващи технически диагностирование магистрални тръбопроводи (нефтепродуктопроводов);

— изпълняващи проектиране, строителство, основен ремонт и реконструкция на магистрални тръбопроводи (нефтепродуктопроводов);

— които за контрол на строителството, капитал ремонт и реконструкция на магистрални тръбопроводи (нефтепродуктопроводов);

— проводник обучение и проверка на знанията на персонала, изпълняващ експлоатация, изграждане, основен ремонт, реконструкция, поддръжка диагностирование магистрални тръбопроводи (нефтепродуктопроводов).

2 позоваване

В настоящия стандарт са използвани позоваване на следните стандарти:

ГОСТ Р 51164−98 Тръбопроводи, стоманени багажника. Общи изисквания към защитата от корозия

В 2.501−88 Единна система за конструкторска документация. Правила за отчитане и съхранение

В 9.602−2005 Единната система за защита от корозия и стареене. Съоръжения подземни. Общи изисквания към защитата от корозия

В 14782−86 Контрол без разрушаване. Заварени съединения. Методи ултразвукови

В 18442−80 Контрол без разрушаване. Капилярна методи. Общи изисквания

В 20415−82 Контрол без разрушаване. Методи на акустични. Общи разпоредби

В 21105−87 Контрол без разрушаване. Магнитопорошковый метод

В 23479−79 Контрол без разрушаване. Методи на оптични вид. Общи изисквания

Забележка — При ползване на настоящия стандарт е препоръчително да се провери действието на посочените стандарти в информационната система за общо ползване — на официалния сайт на Федералната агенция за техническо регулиране и метрология на Интернет, или за всяка година издаваемому информационното показалеца «Национални стандарти», която е публикувана от 1 януари на текущата година, и за съответните месечни издаваемым информационни знаци, публикувани през настоящата година. Ако референтен стандарт заменя (променен), при ползването на настоящия стандарт трябва да се ръководи от който замества (променен) стандарт. Ако референтен стандарт е отменен без замяна, позиция, в която дадена връзка към него, се прилага в частта, засягащи тази връзка.

3 Термини и определения

В настоящия стандарт прилагат следните термини със съответните дефиниции:

3.1 акустико-контрол на емисиите: Вид на безразрушителен контрол, въз основа на анализ на параметрите на еластични вълни, излъчвани обект на контрол.

3.2 suite: Потвърждение на базата на представяне на обективни доказателства за това, че установени изисквания са били изпълнени.

3.3 визуален и touch контрол: Вид на безразрушителен контрол, при който на начална информация се възприема органи точка директно или с помощта на оптически уреди, които не са контролно-измервателни (например, с помощта на лупа), а измерванията се извършват средства за измерване на геометрични величини.

3.4 внутритрубное диагностирование: Вид техническо диагностициране, състоящ се от комплекс от работи, предоставяне и получаване на информация за дефекти, заварени на фуги, особеностите на газопровода и за тяхното местонахождение, с помощта на внутритрубных на инспекцията уреди, в които се прилагат различни видове безразрушителен контрол, за да се идентифицират въз основа на тази информация за наличието и характера на дефекти.

3.5 внутритрубный на инспекцията устройство: Устройство, перемещаемое вътре в тръбопровода на потока перекачиваемого продукт, снабженное средства за контрол и регистрация на данни за дефекти и особености на стената на газопровода, заварки и тяхното местонахождение.

3.6 принадлежности тръбопроводи: Нефтопроводи (нефтепродуктопроводы) дрениране и изтичане на информация от помпени агрегати, дренажни филтри-грязеуловителей, регулатори на налягане, понижаване на налягането от охранителни клапани, връзване на резервоари за възстановяване и нулиране на ударната вълна, изпомпване от резервоари за събиране и изтичане на информация.

3.7 дефект геометрия на тръбопровода: Дефект, причиняващ промяна проходного на сечението на тръбата чрез промяна на нейната форма на напречното сечение.

3.8 дефект на петролопровода (нефтепродуктопровода): Отклонение параметри (характеристики) на тръбопроводи (нефтепродуктопроводов) или на техните елементи от изискванията, определени в нормативните документи.

3.9 допълнителен дефектоскопический контрол: Комплекс от работи, извършвани с цел изясняване на параметрите на дефекти на парцела след изпълнение на внутритрубного диагностика, акустико-эмиссионного контрол или электрометрического на диагностициране.

3.10 запасовка: Комплекс от работи, извършвани на площадка възел и основателността на средства за почистване и диагностика за публикуване на средства за почистване и диагностика в камерата на старта.

3.11 интерпретация на данните внутритрубного диагностициране на: Декодиране на получената по електронен път, в резултат на внутритрубного диагностициране на информация, зафиксированной по време на пунктове за газопровода внутритрубным инспекционным уред, за дефекти и особености на стената на газопровода, заварки и тяхното местонахождение в процес на подготовка.

3.12 изпълнител на техническо диагностициране на: Организация, принявшая поеме ангажимент за провеждане на работи по техническото диагностированию на обекта.

3.13 камера започне и прием на средства за почистване и диагностициране на: Обзавеждане на линейната част на основните газопровод (нефтепродуктопровода), предназначени за запасовки средства за почистване и диагностика (в т. ч. бутала-разделители и герметизаторов) в процес на подготовка и на извличането им от газопровода.

3.14 капилярна контрол: Метод за безразрушителен контрол, като се използва възможността за проникване на специални течности в несплошности на повърхността на обекта за контрол, с цел тяхното откриване.

3.15 линейна част от основните газопровод (нефтепродуктопровода):част от основните газопровод (нефтепродуктопровода), състояща се от тръбопроводи (включително запорную и друга арматура, преходи през естествени и изкуствени препятствия), инсталации електрохимична защита от корозия, вдольтрассовых електропроводи, съоръжения за технологична връзка и други устройства и съоръжения, предназначени за транспортиране на нефт (нефтопродукти).

3.16 багажника на тръбопровода (нефтепродуктопровод): Един производствено-технологичен комплекс, състоящ се от тръбопроводи и свързани с тях източване на станции, за съхранение на нефт (нефтопродукти), съответните изисквания на действащото законодателство на Руската Федерация в областта на технически регламент, и други технологични съоръжения, осигуряване на транспорт, приемане, отдаване на нефт (нефтопродукти), съответните изисквания на действащото законодателство на Руската Федерация, от позиции приемане на обекти за отдаване на потребителите или перевалку на друг вид транспорт.

3.17 магнитопорошковый контрол: Метод за безразрушителен контрол, който използва за откриване на дефекти на метални изделия привличане магнитни частици прах сили ад магнитни полета, които възникват на повърхността на продукта при наличието в него повърхностни и подземни дефекти.

3.18 маркерный знак: Лична марка на газопровода на терена.

Забележка — Задаване на линейната част на основните газопровод (нефтепродуктопровода) с разстояние между съседни маркерными марки на не повече от 2 км, а също и към реализация на основните газопровод (нефтепродуктопровода) през естествени и изкуствени препятствия. Местоположение маркерных знаци трябва да бъдат в застой. Задължителни маркерных знаци на терен трябва да бъдат отразени в паспорта на основните газопровод (нефтепродуктопровода) на преходи през водни прегради и линейна част.

3.19 маркерный точка: Предварително избрана точка на земната повърхност върху оста на тръбопровода в мястото на установяване на маркерного предавател, предназначен за точна свързване към местността данни внутритрубного на диагностициране.

3.20 външно диагностирование на тръбопровода: Техническо диагностирование, направени с външната повърхност на тръбите, без въвеждане на оборудването в кухината на газопровода.

3.21 безразрушителен контрол: Контрол на съответствието на параметрите на техническите устройства, материали, изделия, детайли, възли, заварени съединения на изискванията на нормативните документи, при които не нарушават годността на обекта на контрол за прилагане и употреба.

3.22 тръбопроводи, намиращи се в опазването и режим на съдържанието в безопасно състояние: на Багажника и технологични нефтопроводи (нефтепродуктопроводы), временно отглеждани в съответствие с проектната документация от експлоатация, спиращ в добро техническо състояние в рамките на предварително определен период на консервация, след изтичането на който може да се расконсервированы и въведени в експлоатация.

3.23 очистное устройство (стъргало): Внутритрубное устройство, предназначено за извършване на почистване на вътрешната кухина и на стените на тръбопровода от парафин и асфальтосмолопарафиновых натрупвания, чужди тела, замърсяване.

3.24 секущие задвижки: Задвижки, предназначени за технологично разделение системи [технологични възли, перекачивающие станция, линейна част от основните газопровод (нефтепродуктопровода)], съединените трубопроводами.

3.25 стъргало-калибър: Внутритрубное устройство, предназначено за оценка на минималните проходного сечение на тръбопровода, дефинирани преди старта на пречиствателни станции за чистачи или внутритрубных на инспекцията уреди.

3.26 средства за почистване и диагностициране на: Устройства, подвижни рамките на петролопровода (нефтепродуктопровода) на потока перекачиваемого продукт, предназначен за изпълнение на почистване или техническо диагностициране на тръбопровода (в зависимост от типа на средства за почистване и диагностика).

3.27

3.28 техническо задание за извършване на дейности по технически диагностированию: Документ, който съдържа целта, ред, обем технически диагностициране, както и изходните данни, необходими за провеждане на диагностициране на определени технически проект на обекти и издаване на технически доклад.

3.29 възел и основателността на средства за почистване и диагностициране на: Производствената площадка с комплекс от взаимосвързани оборудване, предназначено за извършване на технологичните операции за запасовке и пускане внутритрубных почистване, диагностика и разделителни устройства в потока перекачиваемого на продукта в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе).

3.30 възел прием на средства за почистване и диагностициране на: Производствената площадка с комплекс от взаимосвързани оборудване, предназначено за извършване на технологични операции по получаване и извличане на внутритрубных почистване, диагностика, разделителни и герметизирующих устройства от магистрални тръбопроводи (нефтепродуктопроводов).

3.31 възел пропусна средства за почистване и диагностициране на: Производствената площадка с разположена в нея технологична колан тръбопроводи, с осигуряване на пропуск внутритрубных почистване, диагностика, разделителни и герметизирующих устройства магистрални тръбопроводи (нефтепродуктопроводов) като спиране, така и без да спира перекачивающей станция по схемата:

— прием на средства за почистване и диагностика в камерата-пропускателни пунктове, работещи на средства за почистване и диагностика на камерата пропускателни пунктове;

— пропускане на средства за почистване и диагностика, без да спира през неработающую станция.

3.32 ултразвуков: Акустичен метод за безразрушителен контрол на качеството, която използва за откриване на дефекти, еластични вълни ултразвук, гама, въведени в продукта (сварное съединение) отвън и отражающиеся от дефекти или рассеивающиеся на тях.

3.33 электрометрическое диагностирование: Вид техническо диагностициране на предоставяне и получаване на информация за техническото състояние на тръбопровода чрез измерване и регистриране на електрически параметри, които пряко или косвено характеризиращи състоянието на системата за защита от корозия на метала на тръбопровода и на нивото на своята сигурност, както и резерв на степента на корозионна опасност среда, околната тръбопровод.

4 Намаляване на

В настоящия стандарт прилагат следните съкращения:

АЭК — акустико-контрол на емисиите;

VIC — визуален и измерване на контрол;

ВИП — внутритрубный проверки на уреда;

АК — въздушна линия;

ВТД — внутритрубное диагностирование;

ДДК — допълнително дефектоскопический контрол;

КИП — контролно-измервателни уреди;

НПК СОД — камера за пускане и приемане на средства за почистване и диагностика;

ЛЧ — линейна част;

MK — магнитопорошковый контрол;

МЗ — автоматична петролопровода;

МНПП — автоматична нефтепродуктопровод;

НК — безразрушителен контрол;

ОУ — очистное устройство;

СОД — средство за почистване и диагностика;

TK — техническо задание;

УГЗ — инсталиране на галванична защита;

УДЗ — монтаж на дренажна защита;

УЗК — ултразвуков;

УКЗ — инсталиране на катодна защита;

УТ — ултразвукова толщинометрия;

ЕД — электрометрическое диагностирование;

ЭХЗ — галванична защита.

5 Общи разпоредби

5.1 Определяне на целите и задачите за техническо диагностициране

Провеждане на техническо диагностициране започва с определяне на эксплуатирующей организация, цели и задачи за техническо диагностициране и определяне на изискванията към изпълнителя на технически диагностициране.

Сред задачите за техническо диагностициране — откриване и идентификация на някои видове дефект с необходимата точност. Към основните изисквания към точността на откриване на дефекти включват:

— точността на определяне на размера на дефекти;

— точността на определяне на местоположението на дефекти на газопровода в надлъжна посока (разстоянието) и на обиколката на напречното сечение на тръбопровода (ъгъл).

Эксплуатирующая организация на базата на формулирани задачи и изисквания формира ЗАДАНИЕ за извършване на дейности по технически диагностированию. В ОБЯВЛЕНИЕТО могат да съдържат изисквания за видове и методи за извършване на диагностика и обема на контрол.

Водени получени от эксплуатирующей организация информация, изпълнител на техническо диагностициране генерира предложения за провеждане на техническа диагностика с помощта на диагностично оборудване и методики, отговарящи на изискванията, определени в эксплуатирующей организация.

5.2 Видове технически диагностициране

5.2.1 В този стандарт обхваща следните видове технически диагностика, прилагани в обектите, включени в област на разпространение на настоящия стандарт:

— ВТД в съответствие с раздел 6;

— външно диагностирование методи за БЕЗРАЗРУШИТЕЛЕН контрол в съответствие с раздел 7;

— ЕД в съответствие с раздел 8.

5.2.2 ВТД, използвани при анализа ЛЧ МЗ (МНПП) за откриване на дефекти на геометрията на тръбопроводите, дефекти на стената на тръбата, и заварки.

5.2.3 Външно диагностирование методи за БЕЗРАЗРУШИТЕЛЕН контрол, използвани при проучване на елементи ЛЧ МЗ (МНПП), на които, по силата на проектните характеристики, не се извършва ВТД.

5.2.4 Външно диагностирование методи за БЕЗРАЗРУШИТЕЛЕН контрол (ДДК) се извършва на водопроводи, анкетираните ВИП, за целите на проверка данни ВТД и в райони с липса на информация за диагностика ВИП. При това могат да бъдат използвани методи за контрол, предвидени в 7.1.

5.2.5 ЕД се използва при разглеждането на ЛЧ МЗ (МНПП) за оценка на състоянието на изолационни настилки, определяне на състоянието на корозия ЛЧ МЗ (МНПП), причини и скоростта на корозия, оценка на състоянието на средства ЭХЗ.

5.2.6 При липсата на възможности за провеждане на ВТД определяне на техническото състояние на тръбопровода се извършва въз основа на:

— анализ на техническата документация на тръбопровода;

— проучване на състоянието на корозия и на състоянието на противокоррозионной защита на тръбопровода;

— определяне на планиране-високо положение и дълбочината на газопровода според 7.3;

— проучване на газопровода метод АЭК;

— провеждане на ДДК на участъци от тръбопроводи с потенциалните дефекти на стената на тръбата, заварки, изолационни покрития на резултатите от АЭК и проучване на състоянието на корозия на тръбопровода според 7.2;

— провеждане на ВИК според 7.1.2.2;

— провеждане на УЗК според 7.1.3.1;

— провеждане на УТ според 7.1.3.1;

— провеждане на МК според 7.1.4.1;

— провеждане на капилярната контрол според 7.1.4.2.

5.3 Изисквания към изпълнителя техническо диагностициране

Изпълнител на техническо диагностициране трябва да има:

— лабораторията на НК, компетентност, която е потвърдено документирани в съответствие със законодателството на Руската Федерация. Клиентът извършване на технически диагностициране право да представят допълнителни документирани изисквания за компетентност на лаборатории НК на изпълнител на техническо диагностициране в съответствие с нормативните документи на организацията — собственик на обекта на контрол и проверка на лаборатория за БЕЗРАЗРУШИТЕЛЕН контрол за спазването на тези изисквания;

— измервателни уреди и оборудване, необходими за извършване на посочените видове работи по поддръжката диагностированию, укомплектованные на разрешителната документация, издадена по установения ред;

— документи, доказващи квалификация на персонала, която е достатъчна за извършване на заявените дейности по техническото диагностированию, както и познаване на правилата за безопасност при извършване на тези работи;

— документиран процес на извършване на посочените видове дейности по диагностициране.

Документиран процес на извършване на технически диагностициране трябва да съдържа следните задължителни процедури:

— анализ на представените эксплуатирующей организация на технически документи (TK, опросный лист) за определяне на техническа възможност за провеждане на техническа диагностика и подбора на необходимото диагностично оборудване;

— обучение, диагностика, оборудване за провеждане на техническа диагностика;

— провеждане на техническа диагностика на обекта на контрол;

— извършване на оценка на ВИП пропуск;

— анализ на резултатите от техническо диагностициране;

— верификацию резултати за техническо диагностициране;

— подготовка и предаване на эксплуатирующей организация на отчетния документация на резултатите техническа диагностика.

Изпълнител на техническо диагностициране трябва да се ръководи от нормативни актове и технически документи, установяващи правила за работа в опасните производствени обекти.

6 Внутритрубное диагностирование

6.1 Определяне на изискванията към внутритрубному диагностированию

6.1.1 Преди провеждане на ВТД эксплуатирующая организацията трябва да предостави на изпълнителя технологичния диагностициране на информация за параметрите на тръбопроводи и свързаните с тях ограничения. Тази информация може да бъде предоставена във формата на пълни списъци листа за определяне на възможностите за прилагане на ВИП в процес на подготовка.

6.1.2 В състава на предоставената эксплуатирующей организация информация включва:

— дължина, външен диаметър, дебелина на стената на тръбопровода;

— параметри на тръбна арматура (запорная и предохранительная арматура, тениски, патрубки) и завои (завои) на тръбите, през които преминава ВИП, като например: минимална проходное напречно сечение, с дебелина на стената, выступание вътре в тръбопровода, радиус и ъгъл на огъване по оста на тръбопровода, наличието на защитни решетки;

— видове, използвани за тръби, заварени съединения;

— минимални разстояния между тръбна инсталации и отводами;

— параметрите на възли за пускане и приемане на СОД;

— параметри перекачиваемого на продукта (вид на течност, вискозитет, плътност, химичен състав, температура);

— параметри на потока (посока, скорост, налягане);

— информация по провежданата почистване на газопровода.

6.1.3 За провеждане на ВТД на тръбопровода трябва да бъдат оборудвани с възли по пускане и приемане на СОД.

6.1.4 Изпълнител на техническия диагностика, водени от целите и задачите на эксплуатирующей организация, на базата на направения анализ на информацията за газопровода, да бъде ВТД, определя вида и списък с ВИП, необходими за провеждане на ВТД.

6.1.5 Изпълнител на техническо диагностициране предоставя эксплуатирующей организация информация за техническите характеристики на ВИП, потвърждаващ възможността с тяхното прилагане изпълни ВТД в съответствие с изискванията на TK.

6.1.6 До въвеждане в експлоатация новопостроени тръбопроводи, както и след приключване на строително-монтажни работи, реконструкция или капиталовите ремонт на тръбопроводи, трябва да се проведе ги ВТД и своевременно отстранени дефекти, открити по ВТД резултати. Отстраняване на дефекти следва да се извършват сили и за сметка на подрядной организация, която осъществява строителство.

6.2 Избор на внутритрубного процесът на инспекция на уреда

6.2.1 освен Определянето на годност

6.2.1.1 За да се гарантира високото качество на ВТД эксплуатирующая организация и изпълнител на техническо диагностициране осъществяват взаимодействие при провеждане на анализ за съответствие на техническите възможности на ВИП проектирани задачи за ВТД.

6.2.1.2 Точността и способността за откриване на използвания ВИП и вида на ВТД трябва да бъдат потвърдени от съответните изследвания.

6.2.1.3 Минимален размер на обнаруживаемого ВИП дефект (в съответствие с техническите характеристики на ВИП) трябва да бъде по-малък или равен на размера на твърди за откриване на дефекти, в съответствие с ОБЯВЛЕНИЕТО.

6.2.1.4 Точността на определяне на местоположението на дефекти и особености на газопровода, предлагани от ВИП трябва да бъде достатъчна за откриване на дефекти и особености в процес на подготовка.

6.2.1.5 по-Горе се извърши проверка с оглед на наличната информация за дебелината на стените на тръбите.

6.2.1.6 Максимална дистанция, обследуемая ВИП, ограничена механични свойства (устойчивост на износване, ресурс механични възли ВИП), трябва да надвишава дължината на диагностируемого участък на газопровода. Това също трябва да се вземат предвид състоянието на вътрешната кухина на тръбопровода (наличие на абразивни примеси, грапавост на стените на тръби), тъй като това се отразява на износване на елементите на ВИП. При планирането на ВТД трябва да се вземат предвид максималната дистанция и време на работа ВИП, ограничен ресурс на вграден източник на захранване, ВИП и обем на паметта на ВИП.

6.2.2 Определяне на съвместимост

6.2.2.1, За да се предотврати спиране на ВИП в кухината на тръбопровода (засядане), която може да доведе до спиране на потока и се налага извършване на дейности по извличане на ВИП с нарушаване целостта на тръбопровода, както и с цел предотвратяване на загуба на диагностични данни и увреждане на ВИП эксплуатирующая организация и изпълнител на техническия диагностика извършват анализ на възможностите за безопасното пропускане на VIP за газопровода. При него се извършват следните проверки:

— минимално допустим диаметър на преминаване на ВИП има стойност по-малко от минималната проходного сечение на тръбопровода;

— параметри на VIP за преминаване тръбна арматура (в т. ч. тениски без предпазни решетки) и завои на тръбопровода (завои) да позволи да го направи пропуск на газопровода;

— минимални разстояния между тръбна инсталации и завои на газопровода осигуряват преминаването на ВИП без спиране;

— параметрите на възли за пускане и приемане на СОД, които е оборудвана с тръба, осигуряват безопасни запасовку, старт, приемане и извличане на ВИП;

— използван по време на ВТД режим на работа на тръбопровода (скорост на потока, налягане по цялата дължина на тръбопровода) предвижда преместване на ВИП със скорост в допустимите (в съответствие с техническите характеристики на ВИП) обхват;

— стойност на температурата перекачиваемого продукт се намира в допустимите (в съответствие с техническите характеристики на ВИП) диапазон.

6.2.2.2 При наличие на отклонения и несъответствия, открити по резултатите от проверка, извършена в съответствие с 6.2.2.1, эксплуатирующая организация и изпълнител на техническо диагностициране предприемат следните действия:

— отстраняване на несъответствия эксплуатирующей организация;

— съвместно разработване на мероприятия, осигуряващи безопасно провеждане на ВТД ВИП с наличните несоответствиями;

— повторно развитие на изпълнител на техническо диагностициране на технически характеристики ВИП да го приведат в съответствие с параметрите на тръбопровода;

— подмяна на ВИП.

6.3 Реда за обучение на газопровода към пропуск внутритрубного процесът на инспекция на уреда

6.3.1 Преди началото на ВТД с цел да се предотврати повреда на тръбопровода, неговите елементи и диагностично оборудване эксплуатирующая организация и изпълнител на техническо диагностициране трябва да се уверите, че избраният от диагностично оборудване могат лесно да бъдат отстранени по тръбопровода. За това эксплуатирующая организация се задължава да докладва на изпълнителя техническо диагностициране за всяка промяна на геометрията на газопровода, както и за работни условия (скорост на потока, вътрешното налягане, температура перекачиваемого продукти и други параметри в съответствие с 6.2). Изпълнител на техническо диагностициране, за да се потвърди наличието на необходимите за извършване на работата, броя на квалифицираните специалисти.

6.3.2 Изготвяне на тръбопровода за провеждане на ВИП пропуск

6.3.2.1 Преди провеждане на ВТД на тръбопровода трябва да бъдат калибрирани и да се почистват.

6.3.2.2 Калибриране на тръбопровода се извършва пропуск на газопровода скрепер-калибър или друг внутритрубного устройство, което позволява да се оцени минимално проходное на напречното сечение на тръбопровода. Выявленное минимално проходное сечение трябва да бъде определена по съответния документ, който влиза в състава на отчетния документация за техническо диагностированию.

6.3.2.3 За ненамеса СОД за газопровода на стойност на минималната проходного сечение на тръбопровода за СОД, не трябва да надвишава выявленного минимална проходного сечение на тръбопровода.

6.3.2.4 За получаване на качествена информация за диагностика на вътрешната кухина на газопровода трябва да бъде изпразнен. За почистване на устната тръбопровод преди ВТД и други методи (за почистване на устната газопровода реактиви, пропускане на гелевых бутала, използвани внутритрубные ОУ.

6.3.2.5 При провеждане на бездействие на МИНИСТЪРА по нефтопровода трябва да се контролира ефективността на провежданата почистване, оценяване след всеки пропуск брой продукти за почистване, извлечени от камерата прием с ОУ, както и тенденция за намаляване на обема на продукти за почистване спрямо предходната минава ОУ.

6.3.2.6 Резултат от почистване смятат събирането на информация за броя на приносимых ОУ продукти за почистване (в т. ч. чужди тела) и за техническото състояние на ОУ (наличие на повреди, стойността на износване на взаимозаменяеми части).

6.3.2.7 При липса на положителна тенденция за почистване на тръбопровода (намаляване на продукти за почистване от пропускане на пропуск) трябва да предприеме мерки за коригиране на плана пропусна ОУ (технологична схема на пречистване), а също така и (ако е необходимо) за подмяна на вида на прилаганите СРЕДСТВА.

6.3.2.8 Преди пропуск ВИП трябва да се проведе контрол на качеството на почистване на газопровода чрез пропусна най-ефективно от прилагания ОУ с пускането на резултатите, контрол на съответния документ, който трябва да влезе в състава на отчетния документация за техническо диагностированию.

6.3.2.9 Положителен резултат за контрол на качеството на почистване се счита за резултат от пречистване на газопровода изпитването на ОУ, при който количеството на добитите продукти за почистване не надвишава посочените от изпълнителя техническо диагностициране норми (критерии за почистване).

6.3.2.10 по време На и след приключване на почистване до завършване на комплекса работи по ВТД, при подготовката за която се е провела почистване, е забранено:

— производство на интереса на утайки от резервоари за източване на станции технологичен участък на тръбопровода, в състава на което влиза диагностируемый парцел;

— производство на почистване и промиване на резервни конци и лупингов на диагностируемом участък на газопровода.

6.3.2.11 При наличието на риск от увреждане на конструктивни елементи ВИП в процес на подготовка поради липса на информация за възможностите за тръбите, които влияят върху пропускливостта на ВИП, или по други причини, изпълнител на техническо диагностициране може да вземе решение за необходимост от допълнително пропусна внутритрубного устройство за оценка на възможностите за преминаване на VIP чрез сайта на тръбопровода без щети и нарушения на работоспособността на измервателната система.

6.3.2.12 При подготовката за провеждане на дейности по ВТД на МЗ (МНПП), завърши на строителството, както и след реконструкция и основен ремонт трябва да бъдат определени начини за придвижване внутритрубных СОД (пропускане на вода или друга технологична течност, пропускане на сгъстен въздух или друг инертен газ, протягивание тросом) в диагностируемых МЗ (МНПП). При това трябва да се вземат предвид паспортни характеристики на СОД в част от софтуера, необходими за работата на температурата, скоростта на движение, минимален спад на налягането за движение. Също така трябва да се разгледа влиянието на температурата на околната среда, на работната среда (продукт помпа), използвана за осигуряване на движението на СОД, за предотвратяване на явления кристализация в диагностируемом процес на подготовка.

6.3.2.13 Преди провеждане на пропускане на оборудване за диагностициране (преди началото на запасовке ВИП) эксплуатирующая организация извършва проверка на пълно (100% съдържание) отваряне на линейна спирателна арматура и доклади за готовността на изпълнителя за техническо диагностициране.

6.3.3 Подготовка на диагностично оборудване за провеждане на ВТД

6.3.3.1 Преди пропуск ВИП минава функционални тестове. При това трябва да се потвърди:

ефективност на вградените средства за ПЪТУВАНЕ, осигуряване на взрывобезопасность при извършване на работи;

ефективност вградена система за захранване ВИП;

— за правилното функциониране на измервателните системи за ВИП, включително одометрическую система;

— ефективността на системата за събиране на данни като цяло, включително и проверка на правилното функциониране на системи за съхранение на данни ВИП;

— безупречен инициализация на системи за ВИП.

6.3.3.2 Преди пропуск трябва да се направи външен оглед ВИП, който включва:

— преглед на елементите ВИП, осигуряваща неговото движение и правилното местоположение в процес на подготовка (маншет, дискове, анкерни елементи от конструкцията), по въпроса за липса на щети и недопустимо износване (в съответствие с техническата документация на ВИП);

— преглед на елементите одометрической система ВИП (одометрические волана, система на окачване на колелата, кабелни връзки) към предмета на липса на щети;

— проверка на елементи на измервателни системи ВИП предмет на липса на щети и недопустимо износване на техните елементи (в съответствие с техническата документация на ВИП);

— проверка на нескрытых кабелни съединения на тема липса на щети;

— обща проверка на ВИП върху предмета на съществуващите механични повреди на елементите на дизайна.

6.3.3.3 Резултатите от проведени функционални тестове, проверки и разглеждане на ВИП оформят съответните документи (актове, контролни листове) и включват в състава на отчетния документация за техническо диагностированию.

6.3.4 Подготовка ВИП ескорт

6.3.4.1 да се обвърже открити ВТД дефекти на секции на тръбопровода се извършва монтаж на наземни маркерных точки по цялата дължина на тръбопровода. Всеки маркерный позиция трябва да бъде обвързано с постоянен ориентири: опори електропроводи, елементи, фитинги, КИП и т.н. По време на ВИП пропуск, извършени му охрана маркер точки.

6.3.4.2 Маркер елементи трябва да бъдат разположени над оста на газопровода.

6.3.4.3 Разстоянието между съседни маркерными точки не трябва да надвишава 2 км. При необходимост от инсталация маркерных точки на трудно достъпни участъци от тръбопроводи трябва да бъдат изпълнени организационни дейности за осигуряване на инсталация маркерных точки и поддръжката на ВИП. Също така и при подготовката за поддръжка на ВИП трябва да се вземат предвид, че търсенето на дефекти на резултатите от ВТД на безшевни тръби, се усложнява от липсата на възможност за идентификация на търсения секция на тръбата по разположението на надлъжни и спирала шевове, съседни на напречно сварным шевовете.

6.3.4.4 е Задължително инсталирането на маркерных точки към реализация на газопровода през реки, канали, водоеми, железни и автомобилни пътища, на трудно достъпни места (блата, планински участъци), в райони в близост до индустриални обекти и населени места. Препоръчва се допълнителна настройка маркерных точки на границите на дерета и в местата за завъртане на оста на газопровода.

6.3.4.5 Уреди ескорт трябва да се регистрират преминаването на ВИП. Дълбочина на МЗ (МНПП) в местата на разположението на маркерных точки трябва да позволи на уреди ескорт осигури прием (трансфер) на сигнал от ВИП. При изчисляване на максимално допустимата дълбочината на тръбопровод от гледна инсталирате на уреда ескорт (в съответствие с техническите характеристики на уреди ескорт) трябва да се вземат предвид дебелината на стените на тръбопровода. При надвишаване на дълбочината на тръбопровода в мястото на инсталиране на маркерного точка, максимално допустимата за техническите характеристики на уреда ескорт, трябва да се осигури необходимата дълбочина чрез генериране на почвата.

6.3.4.6 Преди започване на работата по запасовке и пускане на VIP эксплуатирующая организация осигурява проверка за маркерных знаци по цялата условия диагностируемого на газопровода.

6.4 Реда за извършване на пропускане внутритрубного процесът на инспекция на уреда

6.4.1 Общи разпоредби

6.4.1.1 Дейности, които предвиждат технологични операции по запасовке, пускане, пропуск, приемане и извличане на СОД, трябва да бъдат предварително разработени и одобрени эксплуатирующей организация.

6.4.1.2 Пропускане на внутритрубных СОД е забранен при наличието на тръбопровод за дефекти геометрия на газопровода, завои с параметри, не разпознае техническите характеристики на СОД, както и наличието на други елементи на тръбопроводите, които пречат на преминаването на СОД.

6.4.1.3 До началото на запасовки ВИП трябва да:

— проверка на работоспособността и функционалността на всички възли и устройства НПК СОД, предаватели, инсталирани на ВИП, уреди и апарати, предназначени за контрол на преминаване на ВИП и за инсталиране на маркерных точки;

— освободи НПК СОД от перекачиваемого на продукта;

— проверка на състоянието на спирателна (регулираща) арматура възел и основателността на СОД и сигнализатора;

— проверка за наличието на връзка с business contact manager эксплуатирующей организация.

6.4.1.4 Програмиране на бордовия компютър ВИП трябва да се извършва извън взривоопасна зона и при затворени НПК СОД.

6.4.1.5 Възел прием на СОД на диагностируемом участък трябва да бъде конфигуриран за прием преди началото на запасовки СОД в камерата на старта.

6.4.2 Запасовка и стартиране на внутритрубного процесът на инспекция на уреда

6.4.2.1 Запасовку се извършва в съответствие с изискванията на експлоатационната документация на ВИП.

6.4.2.2 Попълване на НПК СОД продукт размяна на МЗ (МНПП) преди началото на старта на ОУ и ВИП се извършва чрез системата за отвеждане на дъщерно дружество на тръбопроводи.

6.4.2.3 Изравняване на налягането между МЗ (МНПП) (подбор на налягането в кладенеца КИП) и камера за стартиране (манометър) се представят чрез запорную (регулаторна) арматура малък диаметър.

6.4.2.4 При програмирането на VIP за включване при прекомерно налягане на околната среда (с цел да се гарантира изисквания конструкция експлозия доказателство) налягане в камерата за стартиране СОД трябва да бъдат по-високи стойности, необходими за включване на ВИП, преди стартирането му.

6.4.2.5 При попълване на перекачиваемым продукт камери и основателността на СОД са недопустими:

— увреждане на потока перекачиваемого продукт конструктивни елементи ВИП, разположени около дюзи доставка перекачиваемого на продукта;

— възникване на движение на ВИП по време на запълване на камерата пуска на СОД перекачиваемым продукт;

— пълното отстраняване на въздуха от камерата пуска на СОД;

— възникване на разлика в налягането между удължен и номинална части на камерата пуска на СОД.

6.4.3 Пропуск и охрана на ВИП

6.4.3.1 За контрол на движението на ВИП служат предаватели (приемопередатчики) и други излъчващи устройства, монтирани на ВИП и ОУ, и външни самостоятелни уреди ескорт. При доближаването на ВИП, оборудвано с устройство за излъчване (предавател, приемопередатчиком), с външен уред охрана се случва регистрация факт и/или време за преминаване на ВИП маркерного пункта.

6.4.3.2 Регистрация факт и/или време за преминаване на ВИП маркерного точка е необходима за свързване на диагностична информация за разстояние до определени точки на трасето на тръбопровода и в случай на спиране на СОД в процес на подготовка — бързо откриване на място за спиране.

6.4.3.3 За контрол на движението на СОД се прилагат създадена телеметрични системи, монтирани на водопроводи, и акустични методи за контрол. Допълнително се допуска за регистрация на характерен шум на движението на СОД използвате органолептический метод (на човешкия слух).

6.4.3.4 За контрол на въздушното движение и за търсене на места намиране в процес на подготовка магнитни чистачи и магнитни дефектоскопов може да се прилага уреди, регистрирующие промяна на магнитното поле.

6.4.3.5 начина на работа с уреди за охрана се определя в експлоатационните документи на тези уреди.

6.4.3.6 Пропускане на VIP за газопровода контрол на маркерных точки бригада охрана в съответствие с графика за преминаване на VIP за газопровода, който се изготвя преди началото на запасовке ВИП с посочване на инсталация места маркерных точки. Брой бригади охрана се определя въз основа на дължина на парцела, планираната скорост на движение на VIP за газопровода и условия на входа на пръстен е от значение.

6.4.3.7 Възли пропусна СОД трябва да бъде конфигуриран за пропускане на СОД до подхода си.

6.4.3.8 Паралелно М. З. (МНПП) (лупинги) и свързващите тръбопроводи (джъмперите) между тях е част от диагностируемого на газопровода на време, което да осигури безопасно преминаване на СОД, и включва в работа след преминаване на СОД.

6.4.3.9 Преминаването на СОД през тениски с настоящите входящи и изходящи потоци на продукта помпа може да доведе до увреждане, спирка, застреванию СОД.

6.4.3.10 При пропускане на СОД на МЗ (МНПП) и преминаването му на възли по горите, пунктове за прием на СОД независимо от технологични схеми данни възли не се допускат:

— удари СОД за елементи на спирателна арматура;

— движение на СОД със скорост по-ниска или по-висока на работния диапазон на паспорт;

— движение в обратна посока, ако това не е предвидено конструкция СОД.

6.4.4 Прием и извличане на ВИП

6.4.4.1 При прием на СОД в силите за прием на СОД до затваряне на клетва шибър (кран) трябва да се уверите, че СОД се намира в камерата на приемането и не пречи на затварянето на тази спирателна арматура.

6.4.4.2 Прием и извличане на СОД трябва да се извършва в присъствието на представители на эксплуатирующей организация и изпълнител на техническо диагностициране.

6.4.4.3 Операция за извличане трябва да се извършва в съответствие с техническата документация СОД.

6.5 Оценка пропусна внутритрубного процесът на инспекция на уреда

6.5.1 След извличане на ВИП от камерата на прием трябва да бъде проведено го визуална проверка, выполняемый подобно на външния разглеждане на ВИП преди пропуск, както е посочено в 6.3.3.2, и резултатите от проверката трябва да бъдат отразени в съответните документи, където се обозначават:

— дата и време на прием, извличане и разглеждане на ВИП;

— в брой (обем), състав (пясък, глина, асфальтосмолопарафиновые натрупвания, окалина и други) примеси, брой остатъци с тяхното описание и местоположение на примеси и чужди тела отношение на конструктивни елементи ВИП;

— всички механични повреди ВИП с подробно описание на техните параметри, местоположението на дефектоскопе, ориентация в окръжния посока (в градуси или по време на движение на часовниковата стрелка);

— състоянието на измервателната система (сензори, скрити наличие на признаци, сочещи на неизправност на системата за измерване, — отклонение конвертори измервателната система от нормалното си положение, увреждане на конструктивни елементи на измервателната система, включително кабелни връзки).

6.5.2 След разглеждане на ВИП изпълнител на техническо диагностициране притежава функционални тестове и оценка на качеството на диагностични данни, в резултат на които се проверяват:

— за правилното функциониране на измервателните системи за ВИП, включително одометрическую система в продължение на ВТД;

— за правилното функциониране на системата за събиране на данни VIP в продължение на ВТД;

— съвпадение на обема на събраната информация, действителната дължина на участък на тръбопровода (посочените в ОБЯВЛЕНИЕТО на ВТД);

— съответствие на стойностите на статистически данни за записват скоростта на ВИП, натиск и температура перекачиваемого продукт допустими стойности в съответствие с техническата документация на ВИП;

— коректност показване на характерни елементи и обекти на газопровода (възли по горите, прием на СОД, трубопроводная арматура), за които има надеждна информация, с визуализация на диагностична информация ВИП.

6.5.3 Резултатите от проведени функционални изпитвания и проверки издава съответните актове (контролни листове) и включват в състава на отчетния документация за техническо диагностированию.

6.6 Suite резултати внутритрубного диагностициране

6.6.1 освен Тълкуване на данни VIP

6.6.1.1 и Интерпретация на данни ВИП извършва с цел реализация на получена ВИП информация в информация за вида на откритите дефекти (елементи на тръбопровода) и техните параметри.

6.6.1.2 При тълкуване на данни за ВИП в съответствие с правилата и методите на изпълнител на техническо диагностициране осигуряват възможност за идентифициране на дефекти с определени параметри.

6.6.1.3 Правила и методи за интерпретация на данните се основават на ВИП систематизиране на принципите на работа ВИП, характеристики, методи за БЕЗРАЗРУШИТЕЛЕН контрол, прилагани в ВИП, и техните ограничения опит при използването на подходящи видове ВИП и анализ на получените данни.

6.6.1.4 в Резултат на тълкуване на данни е списък на проявилите се дефекти, функции и елементи на тръбопровода с параметри, включително размери, местоположението на тръбопровода (дистанция, ъглово положение).

6.6.2 Анализ на данни

6.6.2.1 При анализа на интерпретированные данни ВИП сравняват с резултатите от предишни проверки на тръбопровода и данни от документацията на инспектируемый тръбопровод, представляемыми эксплуатирующей организация.

6.6.2.2 При проверка на данни за несъответствие в местоположението, параметрите на дефекти и особености на газопровода, открити при настоящото проучване, с данните от предишни инспекции и документация на тръбопровода не трябва да излизат извън границите на допустимите грешки и вероятност за откриване.

6.6.2.3 В случай, че при анализа на данните ВИП не потвърждават резултатите от предишни проверки на тръбопровода и данни от документацията на инспектируемый тръбопровод или стойността на несъответствие в местоположението и параметрите на дефекти излизат извън границите на допустимите грешки и вероятностите за откриване, е необходимо провеждане на допълнителни изследвания с цел установяване на причините за разликите. Ако причините за различията не са определени, се наложи провеждането на ДДК.

6.6.2.4 Данни ВИП, подтверждаемые резултатите от ДДК, се считат за верифицированными, ако несъответствие в местоположението, параметрите на дефекти и особености на газопровода по подтверждаемым данни и данни на ДДК не излизат извън границите на допустимите грешки и вероятност за откриване.

6.6.2.5 Ако данните не са VIP верифицированы по причини, свързани с липсата на эксплуатирующей организация на документацията на тръби и възможности за провеждане на ДДК, изпълнител на техническо диагностициране провежда анализ и установяване на причините за несъответствия в данните, ВИП и ДДК. След установяване на причините эксплуатирующая организация взема решение за приемане на данни ВИП.

7 Външно диагностирование

7.1 Външно диагностирование методи за безразрушителен контрол

7.1.1 Акустико-контрол на емисиите

7.1.1.1 Основната цел изпълнение на АЭК е за откриване, определяне на координатите и мониторинг на източници на акустична емисиите, причинени от несплошностями на повърхността или в обема на стената на газопровода, заваръчния връзка и конструктивни елементи.

7.1.1.2 АЭК се извършва в съответствие с ГОСТ 20415. Изследване на АЭК подлежат на участъци от тръбопроводи, които по силата на техните параметри не се извършва ВТД, и парцели с липсата на информация за диагностика на резултатите от ВТД.

7.1.2 Визуално-touch контрол

7.1.2.1 ВИК се извършват с цел да се идентифицират ненормативных свързващи елементи, невалидни видими дефекти или косвени признаци на дефекти и откази (течове, мирис, «потения» материал — изпъкването на външната повърхност на тръбите капки течност).

7.1.2.2 ВИК извършва в съответствие с РД 03−606−03 [1], и отговарят на всички водопроводи както самостоятелно, така и като допълнение към други техники NDT.

7.1.2.3 ВИК включва преглед на повърхността на газопровода, на разстояние не повече от 0.6 м и под ъгъл не по-малко от 30°.

7.1.2.4 При ВИК могат да бъдат използвани огледала и лупи. Изисквания за осветяване на обекта на контрол — в 23479.

7.1.3 Ултразвуков контрол и ултразвукова толщинометрия

7.1.3.1 УЗК се извършва с цел контрол на пръстеновидни (монтажни) заварки, заварки лепестковых реализации и сегментных завои и тениски незаводского производство, както и за контрол на дебелината на стената на тръбата. УЗК и УТ извършва в съответствие с ГОСТ 14782, както и с методите на ултразвукова дефектоскопия, разрабатываемыми за определен тип ползвания дефектоскопического оборудване.

7.1.3.2 При изследване на кръгови заваръчни шевове трябва да се проверят прилежащите надлъжни и спирала шевове в продължение на не по-малко от 250 mm.

7.1.4 Магнитопорошковый контрол и капилярна контрол

7.1.4.1 МК извършва в съответствие с ГОСТ 21105. При това за сметка на откриване на магнитни полета разсейване, възникнали в близост до дефекти, след магнетизирането обект на контрол, се разкриват на повърхността и подповерхностные дефекти на метала (пукнатини, залези, включването на пакети).

7.1.4.2 Капилярна контрол се извършва в съответствие с ГОСТ 18442. При това за сметка на проникване индикатор на течности в устната повърхностни и взаимосвързани несплошностей метал обект на контрол и регистрация резултат индикатор на следи от визуален начин се идентифицират повърхностни несплошности (пукнатини, залези, връзки).

Ако липсва възможност да се осигури необходимата за ЗДРАВОСЛОВНОТО 18442 чистота на повърхността на контролирани изделия, капилярна контрол трябва да бъде заменен от МК.

7.2 Допълнителен дефектоскопический контрол

7.2.1 Аутопсия и ДДК тръбопроводи се извършва с цел потвърждаване и уточняване на вида и параметрите на дефекти, открити по ВТД резултати, АЭК и ЕД.

7.2.2 Специалист, провеждане на ДДК за обективна оценка на резултатите и зони за контрол трябва да бъде снабден с пълна информация за всички дефекти, които са на обследуемой секция.

7.2.3 Последователността на провеждане на ДДК:

— подготвителна работа;

— ВИК, задачите на който са разкриващи в зоната на контрол на повърхностни дефекти (рисковете, побойник, пукнатини всички видове, корозия), в т. ч. не са открити при ВТД, както и измерване на параметри на откритите дефекти;

— откриване на дефекти, в т. ч. вътрешни и измерване (усъвършенстване) на параметрите други методи за БЕЗРАЗРУШИТЕЛЕН контрол (УЗК, УТ, МК, капилярна контрол).

7.3 Определяне на планиране-високо положение и дълбочината на тръбопровода

7.3.1 Определение за планиране-високо положение и дълбочината на тръбопровода се извършва с цел откриване на отклонения дълбочината на тръбопровод от проектните стойности и измерване на хоризонтални смещений на газопровода в процеса на експлоатация.

7.3.2 Определение за планиране-високо положение и дълбочината на тръбопровода се извършва в съответствие с изискванията на ЕТ 11−104−97 [2].

8 Электрометрическое диагностирование

8.1 Подготовка за провеждане на электрометрического диагностициране

ЕД се използва на тръбопроводите в подземни уплътнения. За провеждане на ЕД на газопровода трябва да бъде определена категория на корозионна опасност, инсталиране на база на проектната документация, документ, както и резултатите от предишни технически диагностициране на газопровода. Категория парцели за корозионна опасност се определят по ГОСТ Р 51164.

8.2 Обема и състава на работата по электрометрическому диагностированию

8.2.1 Обема и състава на работата на ЕД участък на газопровода се определя в ОБЯВЛЕНИЕТО и може да включва:

— изследване и анализ на статистически данни за коррозионному като обследуемого участък на тръбопровода;

— изследване за оценка на състоянието на корозия на тръбопровода;

— изследване за оценка на състоянието на изолацията на тръбопровода;

— проверка изправност изолиращи връзки;

— определяне на техническото състояние средства ЭХЗ (УКЗ, УДЗ, УГЗ) и средствата за тяхната проверка;

— определяне на въздействието на АК 110 kv и по-високо в местата на пресичане и сближаване на МЗ (МНПП) и кабели 10 kv в местата на пресичане на МЗ (МНПП);

— определяне на въздействието на ЭХЗ защитни заземлений оборудване МЗ (МНПП);

— определяне на ефективността на ЭХЗ;

— определяне на корозионна агресивност на почвата;

— оценка на влиянието на скитащи течения от източници на постоянен и променлив ток на МЗ (МНПП) в съответствие с изискванията на ГОСТ 9.602;

— определяне на евентуални вредни влияния ЭХЗ на съседни и свързани с тях съоръжения.

8.2.2 В случай на откриване на резултатите от электрометрических измервания на ЛЧ МЗ (МНПП) намаляване на съпротивлението на изолацията на по-ниски стойности, определени в локомотивните 51164 за използвания в процес на подготовка тип изолация, определят мястото на повреда на защитното покритие търсач на повреда на изолацията, се извършва ДДК стената на тръбата.

8.2.3 И данни ЕД може да потвърди резултатите от ВТД.

9 Оформяне на резултатите за техническо диагностициране

9.1 Изисквания към съдържанието на

9.1.1 Изисквания към съдържанието на докладите на документация за техническо диагностированию эксплуатирующая организация се посочва в ОБЯВЛЕНИЕТО за провеждане на работи по техническото диагностированию.

9.1.2 Отчетная документация за техническо диагностированию трябва да съдържа:

— технически характеристики на диагностично оборудване;

— параметри на изпитвания на тръбопровода;

— лицензионни документи на изпълнителя на технически диагностика, доказване на правото на работа;

— документи (актове, контролни листове), оформляемые в процеса на провеждане на диагностични работа, включително за резултатите от подготовката на тръбопровода и диагностично оборудване;

— информация за настаняване маркерных точки;

— списъци на конструктивни елементи на тръбопровода;

— списъци на открити дефекти и особености на тръбопровода;

— резултатите от проверка на данни;

— резултатите от анализа на получените данни;

— резултатите от изчисленията на якост и устойчивост;

— информация за сривове диагностично оборудване, нарушения на технологии за обучение и провеждане на диагностични работи, както и всички нарушения на реда за провеждане на диагностика на документи от определен регулаторен документ на изпълнител на техническо диагностициране и/или эксплуатирующей организация.

9.2 Изисквания за оформяне на

9.2.1 На резултатите техническа диагностика оформят счетоводната документация в съответствие с изискванията на TK (договор за провеждане на техническа диагностика).

9.2.2 Счетоводна документация за техническо диагностированию включват в състава на изпълнителната документация за завършен строителството на участъка на газопровода.

9.2.3 Съхранение на отчетния документация се извършва в съответствие с изискванията на ГОСТ 2.501:

— цялата отчетная документация, приети на съхранение, се регистрира в инвентарной книга.

— всеки доклад трябва да бъде назначен индивидуален номер.

9.2.4 Счетоводната документация на резултатите техническа диагностика се съхраняват:

— на хартиен носител — едно копие за организиране, эксплуатирующей тръбопровод, и изпълнител на техническо диагностициране;

— в електронен вид (на cd-диск, CD-ROM, статут «за четене») — по едно копие за организиране, эксплуатирующей тръбопровод, и изпълнител на техническо диагностициране.

9.2.5 Срок на съхранение на отчетния документация за резултатите от техническо диагностициране на МЗ (МНПП):

— на хартиен носител — до предаване на съхранение на резултатите от следващата (на следващия или извънредно) за техническо диагностициране на този на газопровода, но не по-малко от 12 години;

— в електронен вид (на cd-диск, CD-ROM, статут «за четене») — до извеждане на съоръжението от експлоатация.

9.2.6 Унищожаване на отчетния документация, изпълнена на хартиен носител, се извършва въз основа на заповед, издадена от организацията, в която се съхранява отчетная документация.

9.2.7 Първични резултати за техническо диагностициране на МЗ (МНПП) се съхраняват в електронен вид от изпълнителя техническо диагностициране до извеждане на съоръжението от експлоатация.

Библиография