Технические характеристики диагностического оборудования

8.2.1 ВИС высокого разрешения для обнаружения и определения размеров дефектов потери металла, трещин различной ориентации в сварных соединениях и металле труб, дефек-

15

Р Газпром 2-2.3-458-2010

тов сварных швов по точности определения геометрических параметров и минимальной глу­бины выявляемых дефектов должны удовлетворять Временным техническим требованиям [9].

8.2.2 Технические требования к точности определения геометрических параметров и минимальной глубине дефектов геометрии труб ПП МГ приведены в таблице 1.

8.2.3 Точность определения геометрических параметров и минимальной глубины выяв­ляемых дефектов, получаемых при комплексной обработке данных дефектоскопов продоль­ного и поперечного намагничивания, регламентирована Временными техническими требова­ниями [9] и приведена в таблице 2.

8.2.4 Технические характеристики диагностического оборудования при исследовании дефектов типа «трещина» регламентированы Временными техническими требованиями [9] и приведены в таблице 3.

Таблица 1 — Технические требования к точности определения геометрических параметров и минимальной глубине дефектов геометрии труб

 

 

 

Аномалия	Порог обнаружения по основному параметру	Погрешность
		измеряемый параметр	ориентация (Ш)
Отклонения по внутреннему диаметру	±0,6%ДНОМ	±о.з%дном	_
Овальность	15В1)	±2%	±12°
Вмятины или гофры	6 мм2'	Глубина (d): ±3мм; длина (L): ±20 мм; ширина iW): ±40 мм	±12'
Провис корня кольцевого шва [£>50мм]4>	2мм 3>	Глубина (rf): ±1мм3>; длина (L): ± 10мм 4>	±12°
Радиусы кривизны оси трубы ПП	Яшах" 1Q0 Дном ном	±10% R	_
Угол искривления осевой линии трубы ПП на каждом кольцевом шве	1°	СКО 0,5е	-
!> Определение овальности производится по формуле: (Дщах-Дтш)/^тах+Дщп) 20° 1%1- 2> Глубина вмятины. 3' Высота провиса корня сварного шва. 4> Длина дефекта вдоль оси сварного шва.

16

Р Газпром 2-2.3-458-2010

Таблица 2- Точность определения геометрических параметров в зависимости от глубины дефекта

 

 

 

Тип потери металла	Минимальная глубина дефекта, обнаруживаемого при доверительном уровне 90 % (POD)	Погрешность определения геометрических параметров дефекта с достоверностью 80 %
		глубина	длина	ширина
Общая коррозия	0,05?	±0,1?	±15 мм	±15 мм
Каверна	0,1?	±0,1?	±15 мм	±15 мм
Язва	0,1?	±0,1?	±10 мм	±15 мм
Продольная канавка	ОД?	±0,1?	±15 мм	±20 мм
Поперечная канавка	0,1?	±0,1?	±15 мм	±20 мм

Таблица 3 — Технические характеристики диагностического оборудования при обследова­нии дефектов типа «трещина»

 

 

 

Описание, характеристика дефекта	Минимальная глубина. дефекта, обнаруживаемого при доверительном уровне 90 % (POD)	Погрешность определения геометриче­ских параметров дефекта с достоверно­стью 80 %
		глубина	длина	ширина
Пропил (2А<Х<5А, минимальное раскрытие 0,3 мм)	0,05/	±0,1?	±15 мм	Не определена
Одиночная трещина в основном металле трубы (X >60 мм, минимальное раскрытие 0,1 мм)	0,2?	±0,15?	0, IX или ±30 мм (что больше)	Не определена
Продольная трещина в зоне заводского сварного шва (Х>60 мм, минимальное раскрытие 0,1 мм)	0,25?	±0,15?	0, IX или ±30мм (что больше)	Не определена
Поперечная трещина в зоне кольцевого сварного шва (X > 60 мм, минимальное раскрытие 0,1 мм)	0,25?	±0,15?	Не определена	±30 мм
Колония трещин (/,2:80мм, минимальное раскрытие 0,05 мм)	0,1?	±0,15?	0, IX или ±30 мм (что больше)	±30 мм
Колония микротрещин (водородное охрупчивание) [Х> 10 мм, минимальное раскрытие 0,01 мм)	Колония микротрещин (водородное охрупчивание) является трудно выявляемым и идентифицируемым типом дефекта. Минимальные линейные размеры обнаруживаемой Колонии 100x50 мм. Вероятность идентификации данного класса дефектов составляет 50 < POI <. 70

8.2.5 Согласно Временным техническим требованиям [9] навигационно-топогра-фическими снарядами регистрируются геометрические параметры трубы ПП МГ: длины и утлы изгиба труб, длины поворота, радиусы кривизны и углы изгиба оси трубопровода более 2° с погрешностями:

а) по длине трубы - ± 20 мм;

б) по углам изгиба труб — СКО 0,2°;

в) по длине поворота ПП — с точностью до положения кольцевых швов;

Р Газпром 2-2.3-458-2010

г) по радиусам кривизны оси трубопровода, R:

- в диапазоне до R = 100 Д_ном — не более ±2 % R \

- в диапазоне R от 100 Д_ном до 1000 Д_ном - не более ±5 % R;

д) по углам изгиба осевой линии трубы ПП в плане и профиле - СКО 0,2°.

8.2.6 Навигационно-топографическими ВИС регистрируется пространственное поло­жение оси трубы ПП МГ, всех его технологических элементов и аномалий с погрешностями:

- по дистанции - не более ОД % От расстояния до ближайшего маркера;

- по геодезическим координатам — не более 2 м/км в плане и профиле с учетом коррек­тировки по данным геодезической привязки заранее установленных маркеров.

Требования к средствам технического обеспечения

9.1В зависимости от вида проведения ВТД требования к используемому оборудованию, машинам и механизмам определяются в ППР на конкретный участок ПП.

9.2 Основные характеристики средств технического обеспечения:

- канатами тяговой, возвратной лебедок, канатом-проводником должно обеспечивать­ся максимально возможное усилие на разрыв;

- тяговая и возвратная лебедки должны обеспечивать плавность хода протаскиваемых снарядов и достаточный крутящий момент;

- технические характеристики самоходного устройства (робота), предназначенного для протягивания каната-проводника, должны обеспечивать его безостановочную проходку по всей длине диагностируемого участка ПП с возможностью регулирования скорости движения и остановок с целью детального осмотра и регистрации визуально фиксируемых дефектов тру­бы (вмятины, кольцевые сварные швы, общее состояние внутренней поверхности трубы и т.д.);

 

- средства аудио-, видеосвязи и регистрации должны быть укомплектованы работоспо­собными источниками электроэнергии, проверены и обеспечивать бесперебойную работу на весь промежуток времени их использования;

- применяемые во временных обвязках краны (задвижки) должны быть опрессованы и не иметь протечек, одновременно с этим обеспечивать плавность хода штока запорного органа от руки;

- используемые машины и механизмы должны быть аттестованы и иметь все разреши­тельные документы на их применение.

9.3 Самоходные устройства должны обеспечивать:

- возможность использования самоходного устройства в газовой среде ПП МГ согласно требованиям ГОСТ Р 51330.0;

- неповреждаемость поверхности трубы ПП МГ движителями и другими элементами устройства при его перемещении;

18

Р Газпром 2-2.3-458-2010

- возможность извлечения устройства из трубы ПП МГ при наезде на какое-либо
препятствие, делающее невозможным дальнейшее его перемещение.

Требования к исполнителям работ

ЮЛ Работы по ВТД ПП МГ проводятся исполнителем, прошедшим аттестацию в ОАО «Газпром» и допущенным к выполнению диагностических работ в порядке, установлен­ном СТО Газпром 2-3.5-046, с обеспечением необходимой полноты контроля диагностируемо­го участка ПП МГ.

10.2 Разрешительные документы, необходимые для выполнения диагностических работ на МГ ОАО «Газпром»:

- пакет правоустанавливающих документов юридического лица;

- сертификаты соответствия ВИС, используемых в работах, оформленные в соответ­ствии с Правилами [10];

- разрешение Ростехнадзора на применение технических устройств (приборов) на опас­ных производственных объектах, оформленное в соответствии с требованиями РД 08-425-01 [ 113;

- свидетельство об аттестации лаборатории НК в соответствии с ПБ 03-372-00 [12];

- протокол с решением о готовности к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046;

- свидетельство об аттестации по методам НК специалистов по техническому диагно­стированию, оформленное в соответствии с требованиями ПБ 03-440-02 [13];

- пакет документов по аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, оформленный в соответствии с требованиями РД 04-265-99 [14].

Требования безопасности при проведении внутритрубной диагностики

11.1 При производстве работ необходимо строго соблюдать требования безопасности в соответствии с Федеральным законом [15], СТО Газпром 2-2.3-231, СНиП 12-03-2001 [16], СНиП 12-04-2002 [17], РД 102-011-89 [18], ВРД 39-1.14-021-2001 [19], ВРД 39-1.10-006-2000 [7], СанПиН 2.2.3.1384-03 [20], СП 12-136-2002 [21].

11.2 Все работники ЭО, привлекаемые к диагностированию ПП МГ, а также персонал исполнителя проходят внеочередной инструктаж по технике безопасности, знакомятся с це­лями, задачами, особенностями технического диагностирования, а также с действиями и обя­занностями при аварийных ситуациях на диагностируемом участке ПП МГ. Представитель исполнителя проводит инструктаж персонала ЭО по вопросам, связанным с проведением ВТД. Все инструктажи оформляют документально в установленном порядке.

19

Р Газпром 2-2.3-458-2010

11.3 Исполнитель предусматривает мероприятия, обеспечивающие защиту работников от воздействия вредных производственных факторов, согласно требованиям СанПиН 2.2.3.1384-03 [20].

11.4 Представитель ЭО сообщает диагностической бригаде исполнителя сведения об особенностях диагностируемого участка ПП МГ (характеристики перекачиваемого продук­та, режимы, ремонты и т.д.), знакомит с действующими в данной ЭО и ОАО «Газпром» НД, зна­ние которых необходимо при выполнении работ по техническому диагностированию ПП МГ, после чего бригада приступает к работе.

11.5 Порядок и организация огневых работ должны соответствовать требованиям РД 09-364-00 [22], СТО Газпром 14, а наряд-допуск на производство газоопасных работ оформ­ляют в установленном порядке.

11.6 Все работы на узлах запуска и приема по извлечению, запуску и приему ВИС выполняет персонал ЭО при участии персонала исполнителя.

11.7 Персонал ЭО, непосредственно связанный с работами по пропуску и извле­чению ВТУ, проходит обучение по программе, согласованной с территориальным ор­ганом Ростехнадзора. Проверку знаний оформляют протоколом. Программа включа­ет вопросы технологии запуска, контроля прохождения, приема и извлечения из узлов запуска и приема ВИС, а также соблюдение мер безопасности при проведении этих работ.

11.8 ЭО в лице ответственного представителя несет ответственность за соблюдение пра­вил техники безопасности при выполнении всех работ на ПП МГ, за все действия персонала по погрузке-разгрузке, пуску, проведению, приему и извлечению ВИС, а также за действия при экскавации трубопровода ПП МГ. Ответственный представитель ЭО руководит производ­ством работ персонала ЭО и исполнителя, задействованного в перечисленных выше работах.

11.9 На время производства работ рекомендуется иметь постоянную телефонную связь
с диспетчером ЭО и своевременно докладывать о ходе производства.

11.10 Места проведения работ обеспечивают необходимыми средствами пожаротуше­ния (огнетушителями, ящиками с песком, пожарными инструментами и т.д.), а все рабочие бригады обучаются пользованию ими.

11.11 Складирование и хранение материалов, движение машин и механизмов произ­водят в местах, установленных ППР.

11.12 Все технические, технологические средства, механизмы, машины и персонал, не участвующие непосредственно в выполнении работ, размещают в местах, регламентированных ВРД 39-1.10-006-2000 [7] и Правилами [23].

11.13 При продувке участка ПП МГ персонал, непосредственно не занятый в этих рабо­тах, а также технические средства отводят от свечи не менее чем на 200 м в наветренную сторону.

20

Р Газпром 2-2.3-458-2010

11.14 Передвижную электростанцию обеспечивают автоматическим пожаротушением.

11.15 Маневры техники, развороты, движение задним ходом выполняют по сигналу от­ветственного лица, при этом скорость движения техники не превышает 3 км/ч.

11.16 В зоне работы машин и механизмов устанавливают знаки безопасности и преду­предительные надписи, места производства работ и опасные зоны ограждают в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026.

11.17 На участке проведения ВТД предусматривается аптечка первой помощи.

11.18 На строительной площадке оборудуются временные производственные и санитарно-бытовые помещения.

11.19 На границах строительной площадки и участка производства работ предусматри­вается охранное освещение.

11.20 На участке производства работ организовываются места для проезда техники и прохода людей.

11.21 В процессе проведения ВТД не разрешается:

- присутствие у узлов запуска и приема персонала, непосредственно не участвующего в
проведении работ, и посторонних лиц;

- проведение на данном участке ПП МГ работ, не связанных с диагностированием.
При проведении диагностирования ПП МГ ВИС всех работников, принимающих

непосредственное участие в этих работах, обеспечивают спецодеждой и средствами защиты по нормам, действующим в ОАО «Газпром».

12 Требования к охране окружающей среды

12.1 В целях охраны окружающей среды при проведении дефектоскопии предусматри­
вается следующее:

- соблюдение требований нормативных документов в области охраны окружающей среды;

- разработка и планомерное выполнение мероприятий по охране окружающей среды.

 

12.2 В процессе работы обеспечивают мероприятия, исключающие загрязнение аква­торий и прилегающих береговых зон строительными отходами, мусором, сточными водами и токсичными веществами. Вблизи инспектируемого объекта обеспечивают прием нефтесодер-жащих, хозяйственно-фекальных сточных вод и мусора.

12.3 Размещение складов горюче-смазочных материалов, стоянок, заправок топливом, моек и ремонтных площадок для техники, в водоохраной зоне реки, равной 200 м, в соответ­ствии с Водным кодексом [24] запрещается. В проекте техническое обслуживание используемой техники предусматривается выполнять на постоянных действующих базах за пределами охран­ной зоны ПП.

21

Р Газпром 2-2.3-458-2010

Приложение Л

(рекомендуемое)