Skip to content
Среда, Май 23, 2018

Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов рд 12-411-01

У нас вы можете скачать книгу инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов рд 12-411-01 в fb2, txt, PDF, EPUB, doc, rtf, jar, djvu, lrf!

В разработке приняли участие: Волков, научный руководитель, канд. Настоящая Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов далее - Инструкция устанавливает виды и порядок проведения диагностирования, основные критерии оценки технического состояния газопроводов, предусматривает методики расчета остаточного срока службы газопроводов по истечении нормативного срока службы и в других случаях.

Инструкция устанавливает требования по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов, по которым природный газ по ГОСТ транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженный углеводородный газ по ГОСТ с избыточным давлением не более 1,6 МПа.

К газопроводам, на которые распространяются требования настоящей Инструкции, относятся подземные межпоселковые и распределительные газопроводы и подземная часть вводов, построенные из труб, изготовленных из малоуглеродистых марок сталей. Газопровод - часть газораспределительной системы, состоящая из трубопровода для транспортировки природного или сжиженных углеводородных газов, за исключением сооружений и устройств, установленных на нем.

Участок газопровода - часть или весь газопровод, построенный по одному проекту и имеющий одинаковые диаметр и толщину стенки труб, марку стали, тип изоляции, метод защиты от коррозии, срок укладки в грунт и ввод в эксплуатацию электрохимической защиты ЭХЗ.

Авария - разрушение сооружений и или технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и или выброс опасных веществ. Техническое диагностирование газопровода диагностирование - определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причин отказов неисправностей , а также прогнозирование его технического состояния. Техническое состояние газопровода - соответствие одному из видов технического состояния в данный момент времени исправен, неисправен, работоспособен, неработоспособен , определяемое по сравнению истинных значений параметров газопровода с установленными нормативно-технической документацией.

Базовый шурф - место на участке газопровода, которое предположительно будет находиться в наиболее тяжелых условиях эксплуатации. Предельное состояние газопровода - состояние газопровода, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима и восстановление его работоспособного состояния невозможно исходя из требований промышленной безопасности либо его дальнейшая эксплуатация и восстановление его работоспособного состояния нецелесообразны исходя из экономических критериев.

Срок службы газопровода - календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние. Остаточный срок службы газопровода - расчетная календарная продолжительность эксплуатации газопровода от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

Напряженно-деформированное состояние НДС газопровода - состояние, при котором в металле труб газопровода возникают внутренние напряжения, вызванные воздействием внешних и внутренних нагрузок и воздействий. Дефектный аномальный участок газопровода - несоответствие участка газопровода установленным нормам, в том числе участок, имеющий коррозионные повреждения, изменение толщины стенки трубы или испытывающий местное повышенное напряжение стенки трубы.

Эксплуатационная организация газораспределительной сети ГРО - специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям и их обслуживанием. Эксплуатационной организацией может быть организация - собственник этой сети либо организация, заключившая с организацией - собственником сети договор на ее эксплуатацию.

Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование на основе оценки технического состояния, условий эксплуатации, качества работ по восстановлению работоспособного состояния газопровода. Остаточный срок службы газопроводов, отмеченных в п. При наличии выявленных участков коррозии срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.

Определение технического состояния газопроводов после продления нормативного срока службы должно проводиться в объеме и в сроки, установленные ПБ В зависимости от срока службы газопровода, условий его эксплуатации и технического состояния предусмотрены следующие виды диагностирования: Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного по результатам предыдущего диагностирования срока службы газопровода.

Внеочередное диагностирование проводится в случаях: Для получения информации о динамике изменения характеристик свойств металла и изоляционного покрытия, используемых для расчета остаточного срока службы газопровода, необходимо предусматривать для строящихся газопроводов в местах с наиболее тяжелыми условиями эксплуатации устройство базовых шурфов на стадии строительства, для действующих газопроводов - в процессе диагностирования, в том числе в местах, предусмотренных п.

Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять: Для вводов газопроводов протяженностью до м предусматривать базовые шурфы не требуется. Если на действующем участке газопровода базовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования его технического состояния не требуется вскрытия грунта шурфового диагностирования , размещение базового шурфа следует предусматривать на одном из самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействию внешних факторов, в том числе: В базовых шурфах строительной организацией должны быть определены фактические начальные характеристики газопровода: Указанные характеристики должны быть зафиксированы в строительном, а также в техническом эксплуатационном паспорте газопровода приложение А.

Рекомендуется совмещать диагностирование с техническим приборным обследованием газопроводов. При диагностировании могут быть использованы данные технического обследования газопровода, срок проведения которого не превышает один год. Плановое и внеочередное диагностирование производятся в два этапа - без вскрытия грунта бесшурфовое и шурфовое. Анализ результатов диагностирования, проводимый ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов приложения А, Б. Анализ результатов диагностирования, проводимый экспертной организацией, имеющей соответствующую лицензию, осуществляется в порядке, предусмотренном Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности утверждены постановлением Госгортехнадзора России от Плановое диагностирование газопровода проводится в последовательности, представленной на рис.

Схема планового диагностирования подземных газопроводов. Анализ проектной, строительной и эксплуатационной документации осуществляется путем изучения всех сведений о техническом состоянии газопровода в объеме данных, предусмотренных техническим эксплуатационным паспортом подземного газопровода приложение А.

В случае несоответствия существующего эксплуатационного технического паспорта по содержанию с паспортом, приведенным в приложении А, он дополняется недостающими формами и данными. На стадии анализа технической документации прослеживаются динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режимы работы устройств электрохимической защиты, характер повреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации и в результате плановых приборных обследований.

Результаты анализа обобщаются и оформляются актом приложение Б. Диагностирование без вскрытия грунта. Программа диагностирования без вскрытия грунта составляется по результатам анализа документации и включает следующие разделы: По полученным результатам диагностирования без вскрытия составляется акт приложение Г и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе. При необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов программа шурфового диагностирования.

В случае если на диагностируемом участке газопровода указанных выше отклонений не обнаружено, место базового шурфа выбирается по результатам анализа технической документации с учетом требований п. Основными критериями необходимости разработки программы шурфового диагностирования являются: При отсутствии прибора для обнаружения аномалий в металле труб и указанных выше отклонений, в том числе отказов в период эксплуатации, места шурфования и их количество следует предусматривать в соответствии с ПБ , как при приборном техническом обследовании действующих подземных газопроводов.

Срок службы в этом случае принимается по результатам обследования в шурфе, в котором установлен минимальный срок службы трубопровода. Программа шурфового диагностирования включает: Механические и вязкостные свойства металла и НДС труб, приведенные в п.

По результатам шурфового диагностирования: Определение технического состояния газопровода проводится путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с критическими значениями соответствующих параметров предельного состояния.

Определение эффективности работы электрохимической защиты ЭХЗ. Оценка состояния ЭХЗ участка газопровода осуществляется по уровню: Защищенность участка газопровода по протяженности определяется как отношение длины участков, имеющих поляризационный или защитный потенциал не менее требуемых значений, определяемых в соответствии с п. При соотношении меньше единицы необходимо проверить работоспособность каждого преобразователя, анодного заземления, протекторов и других средств защиты.

Защищенность участка газопровода по времени определяется как выраженное в процентах отношение суммарного времени нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты за время эксплуатации к длительности периода работы в отсутствие необходимого поляризационного или суммарного защитного потенциала к общему времени эксплуатации.

Критериями предельного состояния изоляции являются сплошность, сквозные повреждения и значение переходного сопротивления.

Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает следующие параметры: Одновременно определяется удельное электрическое сопротивление грунта в месте расположения шурфа. Величина переходного сопротивления определяется по методу, приведенному в приложении Ж, или с помощью мегомметра, например, типа ММ или другого типа с килоомной шкалой и напряжением В. Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению в сравнении с критическим предельным значением конечного переходного сопротивления труба-грунт.

Критическое предельное переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения. Решать уравнение следует методом подбора значения , обеспечивающего равенство левой и правой частей уравнения с точностью 0,5. Если , то покрытие находится на пределе защитных свойств. Если и имеется только пассивная защита газопровода, то рассчитывается остаточный срок службы изоляционного покрытия в соответствии с п.

При определении изоляционного покрытия на участке газопровода, как полностью деградировавшего или находящегося на пределе защитных свойств, в случае экономической целесообразности назначается корректировка режимов работы действующих установок ЭХЗ, а при недостаточности принимаемых мер - обустройство на газопроводе дополнительных пассивных и активных средств ЭХЗ. При экономической нецелесообразности дополнительных защитных мероприятий назначаются мероприятия по защите локальных зон и остаточный срок службы газопровода рассчитывается с учетом прогнозируемого уменьшения толщины стенки труб в результате коррозии, исключая защитные свойства изоляции.

Определение степени коррозионных повреждений металла. Критериями предельного состояния трубы являются сквозное коррозионное повреждение или остаточная толщина стенки трубы, которая не позволяет дальнейшую эксплуатацию газопровода из условий обеспечения прочности. Влияние коррозионного износа на величину остаточного срока службы труб газопровода определяется расчетом в соответствии с пп.

По результатам расчета определяется возможность дальнейшей эксплуатации газопровода как без проведения ремонта, так и при условии проведения ремонта методом абразивной зачистки приложение З или другими допустимыми методами ремонта, в том числе врезкой "катушки". Определение качества сварных стыков. Если в процессе эксплуатации утечек через сварные стыки или их разрывы не отмечалось, то стыки признаются годными и их проверка не производится.

Если сварной стык попал в зону шурфа и в процессе эксплуатации были выявлены повреждения в стыковом строительном или заводском продольном или спиральном сварном шве, а также выявлено, что их внешний вид не соответствует требованиям нормативных документов, сварное соединение подлежит проверке методами неразрушающего контроля в соответствии с установленными нормами.

Определение физико-механических свойств металла труб. При длительной эксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металла труб, в том числе: Фактические значения физико-механических свойств металла определяются: Предельно допустимые значения фактических кольцевых напряжений в стенке газопровода должны быть не более 0, При достижении любого из перечисленных критериев своего предельного значения участок газопровода назначается на перекладку.

Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по переходному сопротивлению , год проводится по формуле. Берется реально измеренное значение для данного участка либо принимается по табл.

Пример расчета остаточного срока службы изоляционного покрытия приведен в приложении Е. Переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода. За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из следующих параметров по соответствующим пунктам настоящей Инструкции: При ремонте или замене вырезке пораженного язвенной или фронтальной коррозией участка расчет остаточного срока службы металла труб по пп.

Результаты расчета остаточного срока службы по настоящей Инструкции достоверны при рабочем давлении газа, создающем напряжения в стенке трубы не более 0,3. Определение физико-механических свойств металла приведено для условий: Другие условия эксплуатации газопровода учитываются применением соответствующих поправочных коэффициентов в формулах 4 , Исходные механические характеристики металла труб в начале эксплуатации принимаются по исполнительной документации на газопровод данные базового шурфа или сертификата качества и, как исключение, при отсутствии их - по минимальным значениям механических характеристик стальных труб, приведенным в табл.

Минимальные значения механических характеристик стальных труб средние по маркам стали. Минимальные нормативные механические характеристики. Предел текучести , МПа. Временное сопротивление , МПа. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла. Снижение пластичности металла труб в результате старения, то есть зависимость основных механических характеристик , от времени эксплуатации газопровода, можно представить в виде функции, значения которой определяются по формуле.

Значения коэффициентов и для расчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, вычисляются по формулам: Параметры для расчета фактических механических свойств металла по пластичности. Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.

Определение остаточного срока службы, представленное на рис. Значения и получены по данным шурфового контроля согласно п. Примеры расчета остаточного срока службы по изменению пластичности металла приведены в прило. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла.

Снижение трещиностойкости ударной вязкости металла труб в результате старения, то есть зависимость ударной вязкости от времени эксплуатации газопровода можно представить в виде.

Исходное значение ударной вязкости выбирается по данным базового шурфа или по табл. При эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, расчетные значения ударной вязкости изменяются на величину поправочных коэффициентов и , которые определяются по формулам: Значение получено по данным шурфового контроля согласно п.

В случае, когда указанная точка попадает в интервал точности функции по формуле 7 или в область над кривой , разность - дает искомую величину остаточного срока службы. Если же полученная точка окажется за пределами интервала точности в области под кривой , следует уточнить параметры табл.

Параметры, необходимые для определения ударной вязкости. Пример расчета остаточного срока службы по изменению ударной вязкости металла приведен в приложении Е. Расчет остаточного срока службы газопровода по величине НДС при действии фронтальной общей коррозии металла.

Остаточный срок службы с учетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид. Для более углубленного определения технического состояния газопровода и его остаточного срока службы в более сложных, например особых грунтовых и пр. Технический эксплуатационный паспорт газопровода для вновь строящихся газопроводов. Диаметр и толщина стенки труб газопровода. В графе "Тип установки" указать: В графе "Тип прокладки" указать, как проложен газопровод - на опорах, переходах, конструкцию пригруза и т.

Пересечение и параллельная прокладка с искусственными преградами и коммуникациями. В графе "Расположение по карте-схеме" в случае пересечения с коммуникацией заполняется только столбец "До", в случае параллельной прокладки - столбец "От" и "До". В графе "Условия прокладки" указать, как проложен газопровод - в футляре, кожухе, на опорах и т. В графе "Участок газопровода" для ответвления заполняется только столбец "От".

В графах "Химический состав" и "Механические свойства" для базового шурфа указать реально измеренные значения, место шурфа отмечается записью в графе "Участок газопровода", столбец "До". Класс и разновидность грунта по ГОСТ В графе "Класс и разновидность грунта по ГОСТ " в случае, если грунт подстилающего слоя отличается от основного грунта трассы, следует указать и его характеристики. В графе "Источник аномалий" указать характер их возникновения - электрифицированный транспорт, подъем грунтовых вод, сезонное промерзание, сейсмическая активность, подрабатываемая территория.

В графе "Особые условия" указать величину блуждающих токов, максимальный прогнозируемый уровень грунтовых вод, глубину промерзания, степень пучинистости просадочности, набухаемости.

В графе "Тип, структура и материалы" указать послойно использованные материалы. Если при заполнении таблицы показатели адгезии и прочности при ударе будут иметь другую размерность, то ее указать особо.

При вводе пассивных устройств электрозащиты протекторов в графе "Дата измерения величины защитного потенциала" эта дата отмечается обязательно. В графе "Величина защитного потенциала" указываются измеренные значения поляризационного или суммарного потенциала или во всех контрольно-измерительных пунктах участка защиты.

Для плановых работ в графе "Способ обнаружения" указать наименование работы. Графа "Вид повреждения" в этом случае не заполняется. Целью анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации является изучение технического состояния стального подземного газопровода.

По результатам анализа документации определяется перечень недостающей информации и объем работ для технического диагностирования газопровода без вскрытия. Погрешность нанесения на карту-схему условных обозначений не должна превышать 3 м для межпоселковых и 1 м для внутрипоселковых газопроводов;.

Анализу подлежит проектная и техническая документация, имеющаяся на газопровод, в том числе:. При анализе учитываются обязательные требования действующих нормативных документов, в том числе:. Общие требования к защите от коррозии;. В настоящее время действует СНиП "Газораспределительные системы". Правила безопасности в газовом хозяйстве ПБ В случае когда при строительстве использовались трубы, изготовленные по разным нормативным документам, учитываются трубы по всем нормативным документам при возможности с привязкой к конкретным участкам трассы газопровода ;.

Рассмотренные выше данные по диагностируемому газопроводу должны быть внесены в технический эксплуатационный паспорт приложение А настоящей Инструкции. По завершении работы по анализу документации составляется акт с указанием и подписью лица, ее проводившего форма 2.

По результатам анализа разрабатывается программа диагностирования газопровода без вскрытия грунта. Акт анализа технической документации подземного стального газопровода. Графа "Диаметр и толщина стенки труб" заполняется, если газопровод построен из труб разных геометрических размеров. Наименование и характеристика пересекающей параллельной преграды. Класс или тип грунта по ГОСТ Целью бесконтактного магнитометрического обследования является определение дефектных участков трубопроводов, мест повышенных напряжений и совместно с результатами приборной оценки состояния изоляционного покрытия назначение мест шурфования для выборочного ремонта подземных трубопроводов.

С помощью индикатора дефектов и напряжений ИДН или другого прибора, разрешенного для применения в установленном порядке, производится выявление и локализация мест коррозионных и деформационных повреждений, а также мест повышенных напряжений подземных трубопроводов без изменения технологических режимов их работы. Преимуществом метода бесконтактной магнитометрической диагностики БМД является определение и уточнение местоположения прогнозируемых дефектов с поверхности земли.

Предварительного намагничивания и или подключения наружных генераторов, как правило, не требуется кроме сложных условий поселковых или городских застроек. Основное достоинство метода бесконтактной магнитометрической диагностики - возможность обнаружения дефектов без прямого доступа к поверхности металла без шурфования, без снятия изоляции и без зачисток поверхности труб.

Поэтому метод БМД позволяет высокопроизводительно и интегрально оценивать состояние обследуемого трубопровода. Физическая сущность метода основана на естественном намагничивании металла под действием динамико-механических нагрузок и изменении величины магнитного поля в результате старения и коррозии металла труб. Под действием нагрузок при эксплуатации в металле трубопровода происходят процессы, приводящие к перераспределению магнитного поля.

Причем чем больше эти изменения, тем выше градиент вызванной аномалии в магнитном поле. Чем резче аномалия, которая генерируется дефектом в области его развития, тем надежнее регистрируются подобные экстремальные участки с помощью измерительной аппаратуры.

Индикатор дефектов и напряжений ИДН состоит из регистрирующего блока - двух соосно расположенных феррозондовых датчиков магнитного поля; электронного измерительного блока, обрабатывающего сигналы датчиков информация оцифровывается и выдается на электронное табло. Исследуемый параметр - напряженность собственного магнитного поля трубопровода и ее изменения. Выбор участков обследования осуществляется в соответствии с планом технического диагностирования, по итогам анализа технической документации, где уточняются условия залегания и эксплуатации диаметр, рабочее давление и т.

На сложных и сильно измененных в процессе эксплуатации трассах ИДН возможно использовать в режиме поиска и уточнения заглубленного положения труб. Перед выездом на объект измерений необходимо обеспечить бесперебойное электроснабжение прибора, для чего следует произвести зарядку ИДН от зарядного устройства, которое отключается автоматически по достижении полной зарядки.

Непосредственная подготовка прибора к измерениям состоит в подключении датчиков к электронному блоку, включении ИДН и проверки его работы в различных режимах в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора. Признаком нарушения состояния металла труб следует считать резкие скачки поля на коротких до м линейных отрезках. Необходима дополнительная проверка при изменении диапазона допустимых значений на участке без смены пространственной ориентации плети.

В случае повторяемости экстремумов магнитного сигнала по длине трубы необходима проверка на наличие спирально-шовных труб. Не рекомендуется пользоваться аппаратурой более 20 минут после загорания сигнала "Заряди батареи", так как показания теряют достоверность. При сигнале "Заряди батареи" рекомендуется закончить измерения и подключить ИДН к зарядному устройству.

Измерение магнитных параметров осуществляется путем перемещения блока датчиков параллельно оси трубы по ходу продукта на расстоянии см от поверхности земли.

Диапазон фоновых значений определяется эмпирически в зависимости от диаметра и ориентации трубопровода. Граничные значения диапазона заносятся в бланк протокола. При изменении диапазона фоновых значений делается запись в протоколе с указанием пикета и новых граничных условий. Найденные аномалии магнитного поля фиксируются на местности вешками, их абсолютные значения заносятся в протокол с указанием привязок по карте-схеме. При необходимости на аномальном участке делаются дополнительные измерения перпендикулярной и радиальной составляющих магнитного поля, о чем делается запись в протоколе.

По ходу обследования выделяются зоны с хаотичным изменением магнитных параметров, которые рекомендуется дополнительно обследовать другими методами диагностики или произвести непосредственный осмотр поверхности металла трубопровода в шурфах. По результатам работ составляются протоколы форма 3 и схемы распределения магнитных полей трубопровода на обследованных участках, на основании чего:.

При наличии утечек разрабатывается схема участка газопровода с указанием мест утечек с текстовым описанием процесса обнаружения и рекомендаций о методиках и сроках их устранения.

При отсутствии утечек в акте об этом делается отметка. Определяется коррозионная агрессивность грунта. Составляется протокол измерений удельного электрического сопротивления грунта. Протокол измерения удельного электрического сопротивления грунта. Характеристика грунта по ГОСТ На карте-схеме указываются измеренные защитные потенциалы.

В примечании может отмечаться, в каком случае потенциал при измерении изменялся проходил трамвай Производится измерение потенциала при изменении величины выходного напряжения катодной станции и определяются возможность станции по защите газопровода и запасу мощности, а также качество изоляции по участкам адрес участка указывается.

Определяется наличие блуждающих токов по замерам потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения при определении опасности постоянных блуждающих токов. Степень их опасности определяется согласно ГОСТ 9. Протокол измерения смещения разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения при определении опасности блуждающих токов. Протокол измерения смещения потенциала трубопровода при определении опасного влияния переменного тока.

На карте-схеме газопровода отмечаются места сквозных повреждений изоляции с привязкой их к местности. Протокол обследования изоляционного покрытия газопровода на контакт с грунтом. Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб при наличии прибора ИДН. Разрабатывается схема газопровода с нанесением аномалий. Заполняется протокол обследования магнитометрическим прибором.

В графе "Примечание" указывается протяженность аномалии, наличие помехообразующих сооружений. По результатам диагностирования без вскрытия делаются общие выводы и предварительное заключение по техническому состоянию газопровода. Среднее значение в кольцевом направлении, МШ. При непосредственном измерении механических характеристик , , KCU столбцы 2, 3 и 6 не заполняются.

Определение коррозионной агрессивности грунтов по отношению к углеродистой и низколегированной стали. Значение для левой части уравнения. Соответствующее значение в правой части уравнения. Проверяем выполнение условия , условие выполняется. Таким образом, по результатам расчета, по истечении семи лет на продиагностированном участке газопровода ожидается снижение переходного сопротивления изоляционного покрытия за допустимые пределы и должно быть принято решение о дальнейших противокоррозионных мероприятиях, в том числе с применением пассивной и активной электрохимической защиты.

Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла. При обследовании технического состояния участка газопровода наружным диаметром мм установлено: Точка попадает в интервал точности функции , уточнения параметров функции не требуется, следовательно: Время эксплуатации газопровода , лет. При обследовании 2-го участка газопровода с аналогичными параметрами получены следующие данные: Из графиков аналогично примеру 1 получаем: При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром мм установлено: Строим графики аналогично примеру 1.

Расчет остаточного срока службы газопровода при действии фронтальной коррозии. Определяем по формулам 14 и 13 начальное кольцевое и фактически действующее кольцевое напряжения с учетом утонения стенки трубы:. Расчет остаточного срока службы при наличии язвенной питтинговой коррозии. Целью определения электрического переходного сопротивления изоляционного покрытия стального газопровода является уточнение величины переходного сопротивления, измеренного с поверхности земли, и определение на его основании состояния изоляционного покрытия.

Измерения проводятся в поперечном сечении трубопровода, по центру шурфа, на поверхности, не имеющей сквозных повреждений изоляции. Размеры шурфа должны обеспечивать возможность визуального осмотра изоляционного покрытия и проведение измерений. Электрический соединительный провод типа БПВЛ сечением 0,75 мм. Металлический электрод-бандаж шириной не менее 0,3 м и длиной, обеспечивающей обхват газопровода по наружному диаметру , где - наружный диаметр трубопровода.

Перед проведением испытания на участке измерения переходного сопротивления с поверхности изоляционного покрытия газопровода тщательно удаляются загрязнение и влага. На изоляционное покрытие 4 по всему периметру накладывается смоченное тканевое полотно 3. Поверх устанавливается металлический электрод-бандаж 2, плотно облегающий тканевое полотно. Электрическая схема измерения переходного сопротивления изоляционного покрытия.

Отрицательный полюс источника питания посредством механического контакта 1 присоединяется к зачищенному до металла участку трубы 5. Резистором R отбирается от источника питания G рабочее напряжение в пределах В, которое контролируется по вольтметру U.

Протокол измерений переходного сопротивления изоляционного покрытия подземного газопровода. Целью определения глубины дефектов металла труб стального газопровода является измерение величины дефектов и последующий ремонт методом абразивной зачистки. В качестве основных приборов для замера глубины дефектов используется мерительный инструмент с точностью измерений не менее 0,1 мм: Расстояние между соседними дефектами измеряется при помощи линейки, рулетки или штангенциркуля.

При использовании для замеров индикаторов типа ИЧ следует использовать специальную оправку, эскиз которой представлен на рис. Оправка состоит из основания 1, индикатора часового типа 2 с ценой деления 0,1 мм, закрепленного стопорным винтом 3.

При установке приспособления на трубу ножки 4 не должны попадать на поврежденные места. Установку нулевого показания индикатора в приспособлении следует производить на неповрежденном месте трубы, создавая натяг с обеспечением замеров наиболее глубоких дефектов. Отсчет глубины дефектов затем производится по разнице показаний.

Сменная игла 5 позволяет замерять глубину трещин и язв. Перед проведением замеров на участке повреждения изоляции с трубы газопровода удаляется изоляционное покрытие по всему периметру ширина кольца должна составлять два диаметра трубы, но не менее 0,5 м. Для обеспечения достоверности замеров необходимо тщательно очистить поверхность трубы от имеющихся продуктов коррозии. Удаление продуктов коррозии осуществляется шабером, металлической щеткой или шкурками с абразивом различной крупности.

Первоначально с помощью ультразвукового толщиномера измеряется фактическая толщина стенки трубы газопровода вне зоны дефекта. Далее с помощью мерительного инструмента измеряется глубина каждого коррозионного и трещиноподобного дефекта в данном шурфе. Предельные размеры локальных утонений стенок для абразивного ремонта. Предельно допустимые размеры локальных утонений стенок труб газопроводов определяются по табл. Оборудованием для ремонта дефектов служат абразивные и другие металлорежущие инструменты: Скорость резания не должна оказывать влияние на структуру металла исключить перегрев.

Зачищенные участки должны иметь форму эллипса рис. Края зачищаемого участка плавно выводятся на поверхность трубы. Не допускается производить зачистку продольных и кольцевых швов, а также околошовной зоны сварного соединения. После ремонта наиболее глубокое место зачистки с помощью ультразвукового толщиномера подвергается контролю по определению остаточной толщины.

Результаты замеров заносятся в протокол форма 7. Протокол измерений степени коррозионного износа поверхности металла труб подземного газопровода. Данное приложение содержит основные положения по определению магнитно-шумовым методом неразрушающего контроля напряженно-деформированного состояния НДС и вязкостных свойств ударной вязкости KCU металла трубопровода. Возможно использование магнитно-шумового прибора "Stresscan".

В настоящей методике описываются работы по диагностированию с использованием прибора "ПИОН". Магнитно-шумовой прибор "ПИОН", представленный на рис. Графики и таблицы являются индивидуальными для конкретного прибора и для другого экземпляра "ПИОН" не пригодны.

Тарировка осуществляется специализированными центрами. Зависимость ударной вязкости KCU от магнитно-шумового сигнала. К работе с магнитно-шумовыми приборами допускаются лица, предварительно обученные работе с ними и прошедшие инструктаж по технике безопасности при работе с электроизмерительными приборами.

Для проведения замеров магнитно-шумовых сигналов с трубопровода удаляют наружную изоляцию по всему периметру ширина кольца должна быть не менее мм , а поверхность замера в форме круга диаметром не менее 50 мм согласно схеме, приведенной на рис. Зачищаемая поверхность стенки трубы для установки накладного датчика не должна иметь глубоких рисок от наждачной бумаги. Накладной датчик 1 на рис. С помощью кабеля питания 4 прибор подключается к источнику питания.

При нажатии кнопки 5 загораются контрольная лампа и индикаторные лампы на всех цифровых табло. Для выхода прибора на рабочий режим прибор прогревается в течение мин. Измерения на реальном объекте осуществляются после проверки и настройки магнитно-шумового прибора "ПИОН" на эталонном образце, изготовленном из соответствующей марки стали.

Переключатель выбора марки стали 13 рис. Кнопками 6 устанавливается коэффициент усиления, указанный на эталонном образце, и фиксируемый на цифровом индикаторном табло 7. Нажатием кнопки 8 при загорании индикаторной лампы 9 рис. Накладной датчик 1 плотно устанавливается на поверхности эталонного образца таким образом, чтобы его наибольшая ось, помеченная на датчике, располагалась вдоль оси эталонного образца рис.

Для произведения замера следует: Эта операция должна повториться не менее трех раз. Значение сигнала МШ в фиксируемом положении датчика определяется как средняя величина по результатам не менее трех измерений.

Затем датчик устанавливается на поверхность эталонного образца вдоль оси Z перпендикулярно направлению оси t и аналогичным образом замеряются значения сигнала в направлении оси Z MШ. Эскиз эталонного образца для настройки прибора "ПИОН".

Если полученные значения магнитно-шумовых сигналов на эталонном образце в направлении осей t и Z не отличаются от указанных на эталонном образце более чем на семь единиц магнитно-шумового сигнала, прибор готов к выполнению работ по диагностированию объекта обследования. При отклонении показаний за пределы данных диапазонов прибор отправляют на переаттестацию. Перед проведением замеров прибором "ПИОН" в целях выявления дефектов утонения, расслоения стенки трубопровода с помощью толщиномера УТП или другого прибора проводятся контрольные измерения толщины стенки в подготовленных зонах.

Переключателями выбора марки стали 13 и выбора режима 14 и кнопкой установки коэффициента усиления 6 рис. Графу и строку для определения НДС выбирают по максимальной из средних величин замеров и в четырех точках. Переключателем выбора режима 14 и кнопкой установки коэффициента усиления 6 в соответствии с графиками зависимости ударной вязкости металла трубы от магнитно-шумового сигнала рис. Измерение значений KCU в трубопроводе осуществляется в каждой точке замера рис.

Полученные фактические значения замеров магнитно-шумовых сигналов и ударной вязкости заносятся в протоколы N 1, 2 формы 9, Результаты, полученные по протоколам N 1 и 2, учитываются при расчете остаточного ресурса трубопровода согласно настоящей Инструкции.

Величина НДС , , МПа, определяется в ячейке на пересечении полученных значений магнитно-шумовых сигналов в вертикальных графах и в горизонтальных строках см. А - в осевом направлении для определения ; Б - в кольцевом направлении для определения.

В таблице на пересечении значений магнитно-шумового сигнала в осевом и кольцевом направлениях указан уровень осевых и кольцевых напряжений в трубе объекта. Если на пересечении значений магнитно-шумового сигнала в осевом и кольцевом направлениях значения напряжений не указаны, то уровень напряжений в трубе превышает нормативный предел текучести. Протокол N 1 замеров и расчета напряженно-деформированного состояния.

Результаты замеров магнитно-шумового сигнала при определении НДС. Протокол N 2 замеров и расчета ударной вязкости KCU металла труб. Результаты замеров магнитно-шумового сигнала при определении KCU.

Результаты расчета KCU по графикам рис. Методика используется для определения временного сопротивления и предела текучести газопровода по показателям твердости металла. Технические характеристики, рекомендации по проверке и обслуживанию приборов для замера твердости приведены в инструкциях на них.

Использование переносных твердомеров других конструкций разрешается при условии проведения предварительной тарировки прибора и корректировки расчетных зависимостей по определению механических свойств. Поверхность трубы очищается от изоляции, масла, грязи и окалины для снижения возможности ошибочных измерений.

Зачистку поверхности можно производить шлифовальным кругом, напильником, шкуркой. При этом необходимо принять меры против возможного нагрева поверхности, чтобы не изменилась твердость замеряемой зоны. Измерение твердости производится по периметру трубы газопровода или в локальных зонах по ее длине. Количество замеров твердости в локальной зоне должно быть не менее трех.

Измерение твердости не производится дважды в одной точке. Фактическая твердость по Лейбу материала газопровода рассчитывается по формуле. Результаты замеров твердости и расчетов по определению механических свойств материала трубопровода заносятся в протокол замеров форма 5 приложения Д настоящей Инструкции.

С помощью прибора Темп-2 определяют временное сопротивление по показаниям твердости по программе, заложенной в память прибора. Экспертиза промышленной безопасности ОПО. С Введите примерное название закона. По Дата принятия закона. Российская Федерация Приказ Госгортехнадзора России. РД Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов Вид документа: Приказ Госгортехнадзора России Принявший орган: Внеочередное диагностирование проводится в случаях: Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять: Для вводов газопроводов протяженностью до м предусматривать базовые шурфы не требуется.

Если на действующем участке газопровода базовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования его технического состояния не требуется вскрытия грунта шурфового диагностирования , размещение базового шурфа следует предусматривать на одном из самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействию внешних факторов, в том числе: В базовых шурфах строительной организацией должны быть определены фактические начальные характеристики газопровода: Схема планового диагностирования подземных газопроводов анализ технической документации проектной, строительной и эксплуатационной ; разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта; диагностирование без вскрытия грунта; диагностирование в базовом шурфе; разработка программы шурфового диагностирования при необходимости ; диагностирование по программе шурфового диагностирования; определение технического состояния; расчет остаточного срока службы, выдача заключения.

Результаты анализа обобщаются и оформляются актом приложение Б. Диагностирование без вскрытия грунта. Программа диагностирования без вскрытия грунта составляется по результатам анализа документации и включает следующие разделы: Программа шурфового диагностирования включает: По результатам шурфового диагностирования: Определение эффективности работы электрохимической защиты ЭХЗ 5.

Оценка состояния ЭХЗ участка газопровода осуществляется по уровню: Определение состояния изоляции 5. Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает следующие параметры: Определение степени коррозионных повреждений металла Критериями предельного состояния трубы являются сквозное коррозионное повреждение или остаточная толщина стенки трубы, которая не позволяет дальнейшую эксплуатацию газопровода из условий обеспечения прочности.

Определение качества сварных стыков 5. Определение физико-механических свойств металла труб При длительной эксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металла труб, в том числе: Фактические значения физико-механических свойств металла определяются: Пример расчета остаточного срока службы изоляционного покрытия приведен в приложении Е. За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из следующих параметров по соответствующим пунктам настоящей Инструкции: Значения коэффициентов и для расчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, вычисляются по формулам: Таблица 3 Параметры для расчета фактических механических свойств металла по пластичности Параметры Величина для стали Группа А Группа Б 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, -0, 0, 0, -0, -0, Примечание.

Примеры расчета остаточного срока службы по изменению пластичности металла приведены в прило жении Е. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла. При эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, расчетные значения ударной вязкости изменяются на величину поправочных коэффициентов и , которые определяются по формулам: Таблица 4 Параметры, необходимые для определения ударной вязкости Параметр Группа А Группа Б -0, -0, 0, 0, 1, 0, 0, 0, 0, 0, 0, -0, 0, 0, -0,9 -1 Примечание.

Отчет состоит из следующих разделов: Диагностирование с поверхности земли без вскрытия осуществляется следующим оборудованием. Измерители потенциалов электрохимической защиты: Проверка сплошности изоляционного покрытия на засыпанных участках газопровода: Определитель участков дефектов и напряжений: Измерение коррозионной агрессивности грунта: