— Все документы — Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы — Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности — ВРД 39-1.10-001-99 РУКОВОДСТВО ПО АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ И ОЦЕНКЕ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ

ВРД 39-1.10-001-99 РУКОВОДСТВО ПО АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ И ОЦЕНКЕ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ

ВРД 39-1.10-001-99 РУКОВОДСТВО ПО АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ И ОЦЕНКЕ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО
ПО АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ
ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ
И ОЦЕНКЕ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ

ВРД 39-1.10-001-99

Москва 1999

Система нормативных документов в газовой промышленности
ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО
ПО АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ
ИНСПЕКЦИИ И ОЦЕНКЕ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ

ВРД 39-1.10-001-99

ОАО "ГАЗПРОМ"

Всероссийский научно-исследовательский институт
природных газов и газовых технологий

(ВНИИГАЗ)

Информационно-рекламный центр газовой промышленности

(ИРЦ Газпром)

Москва 1999

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                     Всероссийским научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий, ДАО "Оргэнергогаз" с участием специалистов ДП "Оренбурггазпром".

ВНЕСЕН                               Управлением проектирования и экспертизы ОАО "Газпром".

УТВЕРЖДЕН                      Заместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" В.В.Ремизовым 9 февраля 1999 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ    Приказом ОАО "Газпром" от 29 марта 1999 г. № 28 с 1 мая 1999 г. сроком на 3 года.

СОГЛАСОВАН                   Федеральным горным и промышленным надзором России от 5 мая 1999 г. № 10-03/268, Управлением науки, новой техники и экологии, Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром".

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

1общие положения. 2

2порядок организации и проведения работ. 2

3приемка результатов внутритрубной инспекции. 3

3.1 экспресс-анализ результатов инспекции и контрольные обследования (шурфовки)3

3.2 требования к отчету о внутритрубной инспекции. 3

4анализ данных внутритрубной инспекции. 4

5ранжировка дефектов. 5

6планирование работ по идентификации дефектов трубопроводов. 5

6.1 ранжировка трубопроводов. 5

6.2расчет количества дефектов для ежегодного обследования. 6

7определение местоположения дефектов на трассе трубопровода. 6

8разработка шурфов. 7

9вскрытие изоляции и очистка трубы. 7

10идентификация дефектов. 8

11заключение о степени опасности дефектов. 10

Заключение. 10

Приложение а.. 10


ВВЕДЕНИЕ

«Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов» определяет требования по организации и проведению работ, связанных с предварительной обработкой, интерпретацией результатов внутритрубной инспекции и определению приоритета магистральных газопродуктопроводов предприятий ОАО «ГАЗПРОМ» для проведения идентификации поврежденных участков и вывода их в ремонт.

Руководство предназначено для руководящего и эксплуатационного персонала управлений по эксплуатации магистральных газопродуктопроводов и организаций, проводящих диагностику и экспертизу технического состояния трубопроводов.

Руководство разработано в соответствии с тематическим планом НИОКР ОАО «ГАЗПРОМ» в лаборатории надежности газопроводных конструкций ВНИИГАЗа (д.т.н. Харионовский В.В., к.т.н. Курганова И.Н., к.т.н. Ремизов Д.И., инженер Бакуленко М.Н.), производственным управлением по эксплуатации газопродуктопроводов предприятия «Оренбурггазпром» (гл. инженер Резвых А.И., вед. инженер, к.т.н. Полозов В.А.), инженерно-техническим центром "Орггазинжиниринг" ДАО "Оргэнергогаз" (Трофимов П.П., Муханов Н.А., к.т.н. Спиридонов В.В., к.т.н. Спиридонова Н.В.).

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

Руководство
по анализу результатов внутритрубной инспекции
и оценке опасности дефектов

Дата введения 1999-05-01

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящее Руководство определяет требования по организации и проведению работ, связанных с предварительной обработкой, интерпретацией результатов внутритрубной инспекции и определению приоритета магистральных газопродуктопроводов для проведения идентификации поврежденных участков и вывода их в ремонт.

Руководство предназначено для предприятий, эксплуатирующих магистральные газопроводы и газоконденсатопроводы, и организаций, проводящих диагностику и экспертизу технического состояния подземных трубопроводов.

При разработке Руководства использован опыт проведения всего комплекса работ ПУ ЭГПП предприятия «Оренбурггазпром», а также опыт проведения диагностических обследований ДАО "Оргэнергогаз" и ПО "Спецнефтегаз".

В связи с тем, что данный нормативный документ вводится впервые, то его надо рассматривать как временный, со сроком действия 3 года для апробации предприятиями ОАО "Газпром".

Руководство разработано с использованием нормативно-технических документов, приведенных в Приложении А, требования которых следует выполнять при организации и проведении работ, предусмотренных настоящим документом.

2 ПОРЯДОК ОРГАНИЗАЦИИ И ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

В связи с различиями в структуре ДП, газотранспортные предприятия самостоятельно устанавливают свои подразделения (в соответствии с приказами, распоряжениями, положениями), ответственные за проведение работ, предусмотренных настоящим Руководством.

Идентификация дефектов и расчет несущей способности поврежденных участков трубопроводов проводит либо одно из подразделений газотранспортного предприятия, либо организация, проводившая внутритрубную инспекцию (что должно быть оговорено в договоре), либо привлекаемая специализированная организация.

Типовой порядок организации проведения работ следующий.

Обработку, интерпретацию данных внутритрубной инспекции, ранжировку дефектов и расчет приоритетов трубопроводов проводят специалисты служб организаций, проводящих диагностику, и специалисты производственных управлений. Расчет утверждается главным инженером производственного управления.

На основании расчетных приоритетов трубопроводов производственный отдел составляет программу (график) обследований поврежденных участков, которая утверждается главным инженером и подлежит обязательному исполнению всеми подразделениями производственного управления, участвующими в этой работе. Программа (график) обследований составляется с учетом обеспечения безопасной эксплуатации трубопровода, технических и экономических возможностей производственных управлений.

Контроль за выполнением программы (графика) обследований трубопровода и дефектов ведется производственным отделом.

После проведения обследования дефектов и оценки их опасности составляется график вывода трубопроводов в ремонт.

Отбраковку дефектов, определение сроков и методов ремонта производит соответствующая комиссия газотранспортного или газодобывающего предприятия.

К проведению аналитических и экспертных работ или выполнению их отдельных этапов могут привлекаться специализированные предприятия, имеющие лицензию на проведение экспертизы технического состояния газопроводных конструкций. Результаты всех выполненных исследований, включая расчеты, и заключение оформляются организацией, проводившей экспертизу, в виде отчета. Отчет с заключением служат основанием для принятия эксплуатирующим газопровод предприятием решения о дальнейших действиях по техническому обслуживанию обследованных участков (продолжению нормальной эксплуатации, изменению технологических режимов перекачки, ремонту или реконструкции).

3 ПРИЕМКА РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ

3.1 Экспресс-анализ результатов инспекции и контрольные обследования (шурфовки)

После пропуска снаряда-дефектоскопа специалистами инспектирующей организации проводится экспресс-анализ результатов внутритрубного обследования и представляется отчет, в котором должны быть отражены:

·         полнота и качество записи информации;

·         наличие отметок реперных точек (элементов обустройства, установленных маркеров);

·         соответствие скорости снаряда режиму, обеспечивающему получение достоверной информации о техническом состоянии газопровода;

·         информация о всех значительных дефектах.

По результатам экспресс-анализа проводятся контрольные обследования (шурфовки) в объеме, определяемом эксплуатирующей организацией. В ходе их проведения:

·         измеряют расстояния между смежными реперными точками на участках, где планируется производить шурфовку;

·         проверяют соответствие действительного характера обнаруженного повреждения его описанию в отчете об экспресс-анализе;

·         погрешности в привязке дефектов по периметру трубы и относительно кольцевых стыков.

По результатам контрольных шурфовок составляется соответствующий акт.

3.2 Требования к отчету о внутритрубной инспекции

Отчет обязательно должен включать:

·         таблицу используемых реперных точек с описанием вида реперной точки (кран, установленный маркер, отвод и др.), ее обозначением, расстояниями от камеры пуска и до следующей ближайшей реперной точки;

·         таблицу особенностей трассы, включающую их описание (патрон, пригрузы, сегментные участки) с координатами начала и конца, с указанием длины;

·         таблицу результатов обследования с идентификацией выявленной аномалии (коррозионные и металлургические дефекты, гофры, вмятины, дефекты сварных соединений, тройники, отводы и др.), угловой ориентацией, размерами (длиной, шириной, глубиной), расстояниями от камеры пуска, ближайших реперных точек, поперечного сварного шва;

·         трубный журнал с указанием типа трубы (прямошовная, спиральношовная), координат начала и конца, длины и толщины стенки каждой трубы.

К отчету в качестве приложений прилагаются:

·         графики движения снаряда-дефектоскопа по трассе (с указанием скорости и ориентации снаряда);

·         подробная информация о наиболее значительных дефектах, с указанием их трассовой привязки и визуальным цветным изображением дефектной зоны;

·         масштабная схема обнаруженных элементов газопровода, особенностей и дефектов, в которой трасса газопровода графически представляет собой масштабное изображение уложенных труб (с указанием их типа - прямошовная, спиральношовная, и номера по трубному журналу) по всей длине трассы, с условными обозначениями камер запуска и приема внутритрубных снарядов, линейных кранов, тройников, патронов, пригрузов, сварных стыков, установленных маркеров, выявленных дефектов и аномалий (с цветовой кодировкой степени повреждения);

·         диаграмма общей оценки состояния участка с указанием числа дефектных секций по видам и степени повреждений;

·         график распределения дефектов вдоль трассы с координатами "глубина дефекта - длина участка газопровода";

·         угловое распределение дефектов по окружности газопровода с указанием числа дефектов и их угловой ориентации;

·         цифровая информация об инспекции на машинных носителях (дискете или компакт-диске), включающая дефектограммы обследованного участка; компьютерную программу, обеспечивающую просмотр этих материалов; и текстовые файлы отчетных документов.

При приемке отчета об инспекции проверяется наличие обязательных разделов и их полнота. Далее все дефекты классифицируются как:

·         дефекты потери металла (наружные, внутренние, в теле трубы);

·         дефекты геометрии поперечного сечения трубы (овальность, вмятины, гофры и пр.);

·         аномалии.

В случае необходимости может быть принято решение о контроле результатов инспекции с помощью шурфовки. При проведении шурфовки необходимо обратить внимание на то, сохранили ли после идентификации обнаруженные дефекты свою прежнюю классификацию на группы, указанные выше, и укладываются ли выявленные погрешности в измерениях геометрии дефектов в установленные производителем снарядов-дефектоскопов допуски.

В случае получения отрицательного ответа на приведенные выше вопросы, инспектирующей организации выставляются претензии, и вопрос решается в рамках действующего договора на выполнение внутритрубного обследования.

4 АНАЛИЗ ДАННЫХ ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ

Полученные при внутритрубной инспекции данные должны пройти соответствующую обработку. Для этого составляются:

·         конструктивная схема трубопровода с указанием отметок запорной арматуры, тройников и врезок, колен и кривых вставок, участков разной категорийности;

·         ситуационный план трассы с указанием отметок переходов трубопровода через препятствия и коммуникации, гидрогеологических особенностей трассы;

·          совмещенный план конструктивной схемы и ситуации с отметками выявленных дефектов;

·         диаграмма распределения дефектовпо трассе в координатах «глубина дефекта-длина трубопровода»;

·         то же «положение дефекта (час.)-длина трубопровода»;

·         то же «количество дефектов разной степени опасности-длина трубопровода» (по предварительной классификации фирмы-исполнителя).

При наличии подобным образом обработанной информации предыдущих внутритрубных инспекций и электрометрических обследований представляется возможность комплексного анализа технического состояния трубопровода, а именно:

·         оценить динамику развития дефектов во времени;

·         оценить влияние рельефа и гидрогеологии трассы, состояния изоляции и катодной защиты на зарождение и развитие дефектов трубопроводов;

·          откорректировать конструктивную схему трубопровода и трассовые отметки.

На основе комплексного анализа данных разрабатывается перспективная программа внутритрубных, электрометрических и других обследований трубопроводов. Периодичность внутритрубной инспекции действующих магистральных газопродуктопроводов не должна превышать 8 лет.

5 РАНЖИРОВКА ДЕФЕКТОВ

Ранжировка дефектов производится в два этапа. На первом этапе дефекты ранжируются согласно «Рекомендациям по расчету трубопроводов с дефектами» на опасные, потенциально-опасные и неопасные. Балльные оценки приведены в таблице 1.

Таблица 1

Оценка опасности дефектов по несущей способности

Степень опасности дефекта

Опасные

Потенциально-опасные

Неопасные

Основной балл

16

8

1

На втором этапе производится корректировка ранга каждого дефекта в зависимости от его местоположения на трассе трубопровода согласно таблице 2.

Таблица 2

Оценка опасности дефектов в зависимости от трассовых условий

Особенности трассы

Корректирующий балл

Переходы: - через реки, авто- и железные дороги

2

- то же на расстоянии 500 - 1000 м

1

- то же на расстоянии > 1000 м

0

Пересечения с другими трубопроводами: - есть

2

- нет

0

Близость населенных пунктов: - в радиусе 1000 м

2

- в радиусе 1000 - 2000 м

1

- в радиусе > 2000 м

0

Состояние наружной изоляции: - плохое

2

- удовлетворительное

1

- хорошее

0

Агрессивность грунтов: - высокая

2

- средняя

1

- низкая

0

Электрохимзащита: - нет

1

 - есть

0

Участок трубопровода: - начальный (до первого крана)

2

- средний

1

- отдаленный от КС

0

Сумма основного и корректирующего балла дает количественную оценку степени опасности (ранг) каждого дефекта, представленного в отчете об инспекции. Согласно установленным рангам весь список дефектов разбивается на группы, характеризующие разную степень опасности или риска эксплуатации поврежденных участков трубопровода.

Все последующие работы, связанные с идентификацией и ремонтом поврежденных участков, осуществляются с учетом установленной приоритетности дефектов.

6 ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО ИДЕНТИФИКАЦИИ ДЕФЕКТОВ ТРУБОПРОВОДОВ


Возврат к списку
(Нет голосов)

Комментарии (0)


Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться
Самые популярные документы
Новости
Все новости