Выпуск 39 РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ Москва Руководство по безопасности «Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов». В разработке Руководства участвовали М.Н. Казанцев, С.Н. Замалаев, А.А. Новиков (ООО «НИИ Транснефть»), С.А. Жулина, Т.А. Кузнецова, В.Л. Титко (Ростехнадзор). Руководство распространяется на законченные строительством или реконструкцией, находящиеся в эксплуатации или консервации технологические трубопроводы и трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. СОДЕРЖАНИЕ ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ПРИКАЗ
Москва Об утверждении
Руководства по безопасности «Техническое В соответствии с пунктом 2 статьи 10 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»* (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588; 2017, № 11, ст. 1540), а также в целях реализации Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. № 520, (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 16 декабря 2013 г., регистрационный № 30605, приказываю: утвердить прилагаемое Руководство по безопасности «Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».
____________ * Указанный пункт посвящен планам мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах. Видимо, имеется в виду пункт 5 статьи 3, содержащий положение об утверждении руководств по безопасности. (Примеч. изд.)
РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ1. Руководство по безопасности «Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» (далее - Руководство по безопасности*) разработано в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», а также в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. № 520 (зарегистрирован Минюстом России 16 декабря 2013 г., регистрационный № 30605). ____________ * Используется также сокращенная форма «руководство». (Примеч. изд.) 2. Настоящее Руководство по безопасности содержит рекомендации и предусматривает единые подходы к: видам, периодичности выполнения и составу работ по техническому диагностированию магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ; организациям и персоналу, проводящим техническое диагностирование магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов; оборудованию, применяемому при проведении технического диагностирования магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов; соблюдению требований безопасности при выполнении работ по техническому диагностированию магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. 3. Настоящее Руководство по безопасности распространяется на технологические трубопроводы и трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов: законченные строительством или реконструкцией; находящиеся в эксплуатации; находящиеся в консервации. 4. Используемые в настоящем Руководстве по безопасности сокращения и их расшифровка приведены в приложении № 1. 5. Используемые в настоящем Руководстве по безопасности термины и их определения приведены в приложении № 2. II. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ6. Рекомендуется в целях обеспечения безопасности, определения фактического технического состояния магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (далее - магистральных трубопроводов), возможности их дальнейшей эксплуатации на проектных технологических режимах, для расчета допустимого давления, необходимости снижения разрешенного рабочего давления и перехода на пониженные технологические режимы или необходимости ремонта с точной локализацией мест его выполнения и продления срока службы МТ в процессе эксплуатации применять следующие виды технического диагностирования МТ: а) на МТ, законченных строительством: ВТД (в том числе профилеметрия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы; электрометрическое диагностирование (контроль изоляции методом катодной поляризации) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы; наружное диагностирование методами НК; б) на МТ, находящихся в эксплуатации: ВТД (в том числе профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы; наружное диагностирование методами НК КПП СОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД, надземных трубопроводов обвязки узла пуска/приема СОД, перемычек между трубопроводами и перемычек между основной и резервной ниткой переходов МТ через водные преграды; измерение глубины залегания МТ и определение планового положения его конструктивных элементов; электрометрическое диагностирование линейной части МТ; в) на трубопроводах, находящихся в консервации: электрометрическое диагностирование; определение планово-высотного положения трубопровода; г) на основных и вспомогательных технологических трубопроводах НПС: измерение планового положения и глубины залегания трубопровода и его конструктивных элементов; электрометрическое диагностирование подземных трубопроводов; наружное диагностирование методами НК трубопроводов, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора утечек и дренажа от систем сглаживания волн давления. III. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
|
Протяженность участка, км |
До 2 |
От 2 до 12 |
От 12 до 24 |
От 24 до 40 |
От 40 до 110 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Количество бригад сопровождения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Количество
бригад сопровождения в зависимости от протяженности участка
МТ при пропуске профилемера
Протяженность участка, км |
До 2 |
От 2 до 12 |
От 12 до 24 |
От 24 до 40 |
От 40 до 110 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Количество бригад сопровождения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Значения сопротивления изоляции
Тип покрытия |
Нормативное сопротивление изоляции, Ом·м2 |
1 |
2 |
Трех- и двухслойное полимерное покрытие усиленного типа на основе термореактивных смол и полиолефина; покрытие усиленного типа на основе термоусаживающихся материалов |
3·105 |
Все остальные покрытия усиленного типа, кроме мастичных и полимерно-битумных |
105 |
Мастичные и полимерно-битумные покрытия усиленного типа и все покрытия нормального типа |
5·104 |
Рисунок 3. Рекомендуемая схема установки маркерных
пунктов
на ПМТ через водные преграды
Рисунок 4. Рекомендуемая схема установки маркерных
пунктов
на переходе МТ через железную дорогу
Методы
и объемы работ при проведении технического
диагностирования КПП СОД
Элемент КПП СОД |
Техническое диагностирование |
|
Метод НК |
Объем работ |
|
1 |
2 |
3 |
Основной металл корпусов, эксцентрического или конического перехода, патрубков |
ВИК |
100 % с внешней стороны, контроль видимой части внутренней стороны |
ММПМ |
100 % |
|
Измерение твердости |
В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК, ММПМ |
|
УТ |
В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК, ММПМ |
|
УК |
В зонах по результатам ВИК, ММПМ |
|
ПВК или МК |
В зонах по результатам ВИК, ММПМ, УЗК |
|
Затвор камеры |
ВИК |
100 % с внутренней и внешней стороны |
Измерение твердости |
В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК |
|
КПП СОД (в целом) |
Геодезические измерения |
В соответствии со схемой мест обследования |
Сварные соединения корпусов, эксцентрического или конического перехода, патрубков камеры |
ВИК |
100 % |
ММПМ |
100 % |
|
УЗК |
100 % контролепригодных сварных соединений обечаек, сварных соединений приварки патрубков диаметром DN 100 и более |
|
ПВК или МК |
В зонах по результатам ВИК, ММПМ, УЗК |
|
Сварные соединения патрубков диаметром менее DN 100 с корпусом |
ВИК |
100% |
ПВК |
100% |
|
Состояние опор и сварных соединений опор с корпусом |
ВИК |
100% |
ПВК |
В зонах по результатам ВИК |
|
Состояние фундамента и крепления опор к фундаменту |
ВИК |
100% |
Фланцевые соединения, крепежные детали |
ВИК |
100% |
Методы
и объемы работ при проведении технического диагностирования
емкостей сбора нефти (нефтепродуктов)
Элемент безнапорной емкости |
Техническое диагностирование при эксплуатации |
|
Метод НК |
Объем работ |
|
1 |
2 |
3 |
Надземные безнапорные емкости (без теплоизоляции)* |
||
Основной металл корпуса (обечаек, днищ), патрубков, крышки горловин |
ВИК |
100 % с внешней стороны |
Ультразвуковая толщинометрия |
В зонах в соответствии со схемой мест обследования по результатам ВИК |
|
УЗК |
В зонах по результатам ВИК |
|
ПВК или МК |
В зонах по результатам ВИК, УЗК |
|
Сварные соединения корпуса (обечаек, днищ). Сварные соединения патрубков (DN 100 и более) и горловин с корпусом |
ВИК |
100 % с внешней стороны |
УЗК |
Не менее 50 % длины всех заводских и монтажных сварных соединений обечаек с внешней стороны; 100 % приварки патрубков диаметром DN 100 и более с внешней стороны |
|
ПВК или ММК |
В зонах по результатам ВИК, УЗК |
|
Сварные соединения патрубков менее DN 100 с корпусом |
ВИК |
100 % с внешней стороны |
ПВК |
100 % с внешней стороны |
|
Сварные соединения опор с корпусом |
ВИК |
100 % с внешней стороны |
ПВК |
В зонах по результатам ВИК |
|
Состояние опор и их крепление к фундаменту |
ВИК |
100 % с внешней стороны |
ПВК |
В зонах по результатам ВИК |
|
Состояние фундамента |
ВИК |
100 % с внешней стороны |
Подземные безнапорные емкости, надземные безнапорные емкости (с теплоизоляцией) |
||
Основной металл корпуса (обечаек, днищ), патрубков, крышки горловин |
ВИК |
Контроль в доступной зоне** |
Ультразвуковая толщинометрия |
В зонах в соответствии со схемой мест обследования по результатам ВИК |
|
УЗК |
В зонах по результатам ВИК |
|
|
ПВК или магнитопорошковый контроль |
В зонах по результатам ВИК, УЗК |
Безнапорная емкость (в целом) |
Геодезические измерения |
В соответствии со схемой мест обследования |
Сварные соединения корпуса (обечаек, днищ). Сварные соединения патрубков (DN 100 и более) и горловин с корпусом |
ВИК |
Контроль в доступной зоне** |
УЗК |
50 % длины заводских и монтажных сварных соединений обечаек в доступной зоне**; 100 % приварки патрубков DN 100 и более в доступной зоне** |
|
ПВК или магнитопорошковый контроль |
В зонах по результатам ВИК, УЗК |
|
Сварные соединения патрубков менее DN 100 с корпусом |
ВИК |
Контроль в доступной зоне** |
ПВК |
Контроль в доступной зоне** |
|
Крепление емкости к фундаменту (хомуты, закладные) |
ВИК |
Контроль в доступной зоне** |
ПВК |
В зонах по результатам ВИК |
|
Состояние фундамента |
ВИК |
Контроль в доступной зоне** |
Фланцевые соединения, крепежные детали (для всех типов емкостей) |
ВИК |
Контроль видимой части |
____________ * В том числе техническое диагностирование при проведении ремонтов надземных безнапорных емкостей с заменой теплоизоляции. ** В местах вскрытия емкости на усмотрение заказчика. |
Допустимая крутизна откосов шурфа
Вид грунта |
Глубина траншеи, котлована, м |
|||||
До 1,5 |
От 1,5 до 3,0 |
От 3,0 до 5,0 |
||||
Угол откоса |
Уклон |
Угол откоса |
Уклон |
Угол откоса |
Уклон |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
Насыпной |
56º |
1:0,67 |
45º |
1:1,00 |
38º |
1:1,25 |
Песчаные и гравийные |
63° |
1:0,50 |
45° |
1:1,00 |
45º |
1:1,00 |
Супесь |
76º |
1:0,25 |
56º |
1:0,67 |
50º |
1:0,85 |
Суглинок |
76º |
1:0,25 |
63º |
1:0,50 |
53º |
1:0,75 |
Глина |
76º |
1:0,25 |
76° |
1:0,25 |
63º |
1:0,50 |
Лессовидный сухой |
76º |
1:0,25 |
63° |
1:0,50 |
63º |
1:0,50 |
ПДК антифризов, применяемых для гидравлических испытаний
Вид загрязнителя |
Водоемы используемые для рыбохозяйственных целей |
Водный объект хозяйственно-питьевого и культурно-бытового пользования |
1 |
2 |
3 |
Метанол, мг/л |
0,10 |
3,0 |
Этиленгликоль, мг/л |
0,25 |
1,0 |
Диэтиленгликоль, мг/л |
0,25 |
1,0 |
Хлористый кальций, мг/л |
От 2,0 до 3,0 |
- |
к Руководству по безопасности «Техническое диагностирование
трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
от 2 августа 2018 г. № 330
Рекомендации по методике проведения внутритрубного диагностирования
1. Запасовка внутритрубного инспекционного прибора
1.1. До начала запасовки ВИП рекомендуется:
проверить исправность всех узлов и устройств камеры пуска СОД, положение задвижек и сигнализатора;
проверить работоспособность и закрытие задвижки на дренажной линии камеры пуска СОД;
проверить наличие патрубков для удаления воздуха на камере пуска СОД и в конце прямолинейного участка до секущей задвижки;
произвести опробование задвижек камеры пуска СОД на полное открытие и закрытие;
проверить работоспособность сигнализаторов на узле пуска СОД;
убедиться в отсутствии нефти (нефтепродуктов) в камере пуска через дренажную задвижку;
проверить герметичность задвижек на обводных линиях камер пуска, приема СОД;
проверить работу средств телемеханики;
провести контрольное обследование участка трассы с целью проверки состояния готовности трубопровода к пропуску;
проверить работоспособность передатчика, низкочастотного и акустического локаторов, маглоггеров, магнитометра;
проверить наличие связи с диспетчером РНУ по трассе резервной нитки;
закрыть все задвижки трубопроводов обвязки камеры пуска;
освободить камеру пуска от продукта.
1.2. Перед транспортировкой ВИП к камере пуска СОД, ВИП подготавливается к работе в соответствии с эксплуатационной документацией на данный прибор.
1.3. Программирование пропуска ВИП выполняется за пределами взрывоопасной зоны и при закрытой камере пуска.
1.4. Рекомендуется снять с транспортного средства при помощи крана ТЗУ с находящимся в нем ВИП и установить ТЗУ рядом с камерой пуска СОД.
1.5. Рекомендуется подключить кабель заземления между камерой пуска и лотком ТЗУ, установив зажимы кабеля на участках металла, свободных от защитного покрытия.
Не рекомендуется подключать или отключать кабель ТЗУ при открытой крышке камеры пуска.
Перед началом запасовки ВИП находится во взрывобезопасном режиме.
1.6. Рекомендуется открыть крышку камеры пуска и провентилировать ее в течение не менее 15 мин. При необходимости (если это требование есть в нормативной и технической документации, действующей в организации, эксплуатирующей трубопровод) продуть камеру пуска инертным газом.
1.7. Рекомендуется поднять краном ТЗУ с ВИП и расположить таким образом, чтобы его передняя часть находилась вплотную к открытой камере приема, а дно лотка и нижняя часть камеры находились на одном уровне. Переднюю часть ВИП направить к камере пуска СОД.
1.8. Пока ТЗУ висит на стропах, рекомендуется опустить опоры ТЗУ до грунта и зафиксировать их на лотке стопорными пальцами. Установить ТЗУ на грунт. Отсоединить стропы от лотка и отвести стрелу крана в сторону. Снять штатную заглушку с фланца запасовочного патрубка камеры пуска и установить вместо нее запасовочное устройство с роликами, закрепив болтами и гайками.
1.9. Через ролик запасовочного устройства рекомендуется пропустить внутрь камеры трос, длинным крючком через открытый затвор камеры зацепить его и вытащить наружу до головы прибора. Пропустить трос через проушину на бампере прибора и протянуть его обратно через запасовочное устройство. Соединить два конца троса хомутом.
1.10. Рекомендуется закрепить петлю троса на крюке подъемного крана. Выбрать слабину троса, проверить прохождение троса через ролик запасовочного устройства.
1.11. Медленно, без рывков, втянуть прибор в камеру пуска до момента, когда первая манжета войдет в часть камеры с номинальным диаметром. Затягивание прибора в камеру пуска приведено на рисунке 1.
Рисунок 1. Затягивание прибора в камеру пуска
ВИП вводить в камеру пуска таким образом, чтобы передняя манжета ведущей секции вошла в часть камеры с номинальным диаметром. Только такое положение прибора обеспечит его перемещение потоком продукта из камеры пуска СОД в трубопровод.
1.12. Рекомендуется освободить один конец троса, сняв хомут, и извлечь трос из камеры, потянув другой его конец тяговым устройством. Снять запасовочное устройство и установить на фланец запасовочного патрубка штатную заглушку.
1.13. Рекомендуется краном отвести ТЗУ от камеры пуска СОД для обеспечения закрытия крышки камеры пуска СОД.
1.14. Рекомендуется закрыть крышку камеры пуска СОД. Отсоединить кабель заземления от камеры пуска.
1.15. Рекомендуется собрать и погрузить ТЗУ на автотранспорт и перевезти его на площадку камеры приема.
2.
Пуск очистного устройства и внутритрубного инспекционного прибора
из стационарных узлов пуска средств очистки и диагностирования
2.1. Технологическая схема узла пуска СОД на линейной части МТ (лупинги, отводы и резервные нитки подводных переходов) приведена на рисунке 2.
Рисунок 2. Технологическая схема узла пуска СОД на линейной части МТ
2.2. Технологическая схема узла пуска СОД на линейной части МТ (лупинги, отводы и резервные нитки подводных переходов) обеспечивает выполнение следующих операций:
перекачку нефти (нефтепродукта), минуя камеру пуска, при открытой задвижке номера 4 и закрытой арматуре номеров 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20 - 26;
заполнение нефтью (нефтепродуктом) камеры пуска из МТ, до начала пуска СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов при открытой арматуре номеров 12, 14, 16, 18, 20, 26, обеспечивая малую подачу арматурой номеров 25.1, 25.2, и закрытой арматуре номеров 8, 10, 21 - 25. Контроль заполнения камеры проводится по изменению уровня в дренажной емкости. При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной. Контроль изменения уровня в емкости осуществляется с применением переносного уровнемера (ленточная рулетка, электронный уровнемер);
пуск СОД при открытой арматуре номеров 8, 10, закрытии задвижки номера 4 и закрытой арматуре номеров 12, 14 - 26;
дренаж нефти (нефтепродукта) из камеры пуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой арматуре номеров 14, 16, 18, 20, 21 и закрытой арматуре номеров 8, 10, 12, 22 - 26;
откачку нефти (нефтепродукта) из дренажной подземной емкости в МТ при открытой арматуре номеров 12, 22а, 22, 25 и закрытой арматуре номеров 14, 16, 18, 20, 23, 24, 25.1, 25.2, 26;
откачку нефти (нефтепродукта) в передвижную емкость при открытой арматуре номеров 22а, 23 и закрытой арматуре номеров 12, 14, 16, 18, 20 - 22, 24, 25.1, 25.2, 26;
подачу откачиваемой нефти (нефтепродукта) погружным насосом во всасывающую линию передвижной насосной установки (ПНУ) с последующей закачкой нефти (нефтепродукта) передвижной насосной установкой (ПНУ) в МТ при открытой арматуре номеров 12, 22а, 23, 24 и закрытой арматуре номеров 14, 16, 18, 20 - 22, 25, 25.1, 25.2, 26;
дренаж нефти (нефтепродукта) из гибкого рукава подсоединения передвижной насосной установки (ПНУ) в подземную дренажную емкость при открытой арматуре номеров 21, 24, 25, 26 и закрытой арматуре номеров 12, 14, 16, 18, 20, 22, 23, 25.1, 25.2;
одновременный дренаж нефти (нефтепродукта) из камеры пуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость и откачку нефти (нефтепродукта) из дренажной емкости в МТ и при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой арматуре номеров 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 22а, 25 и закрытой арматуре номеров 8, 10, 23, 24, 25.1, 25.2, 26;
подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры пуска СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой арматуре номеров 14, 16.
2.3. Технические указания по использованию камер пуска СОД.
2.3.1. Заполнение нефтью (нефтепродуктом) камеры пуска СОД до DN 250 включительно из МТ рекомендуется осуществлять с производительностью не более 10 м3/ч, от DN 300 до DN 500 включительно - с производительностью не более 25 м3/ч, от DN 700 до DN 1200 - с производительностью не более 50 м3/ч.
2.3.2. Скорость заполнения камеры из МТ регулируется регулирующим органом номеров 25.1, 25.2. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пусконаладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения рекомендуется определять с помощью переносного уровнемера (ленточная рулетка, электронный уровнемер). При достижении уровня 2/3 от максимального заполнение подземной емкости рекомендуется прекратить путем закрытия задвижки номера 12. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости.
2.3.3. Воздушники на газовоздушной линии рекомендуется использовать только для подачи воздуха во внутреннюю полость камеры пуска СОД при дренаже.
2.3.4. В период между пропусками СОД по МТ узел пуска находится в следующем состоянии:
камера пуска, дренажная подземная емкость и трубопроводы технологической обвязки опорожнены от нефти (нефтепродукта);
арматура номеров 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20 - 26 закрыта.
2.3.5. Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться Инструкцией по пуску и приему СОД, которая утверждается главным инженером ЭО.
3.
Рекомендации по пуску очистного устройства и внутритрубного инспекционного
прибора из временных узлов пуска средств очистки и диагностирования
3.1. Технологическая схема временного узла пуска СОД на линейной части МТ приведена на рисунке 3.
3.2. Технологическая схема временного узла пуска СОД на линейной части МТ обеспечивает выполнение следующих операций:
перекачку нефти (воды), минуя камеру пуска, при открытой задвижке номера 1 и закрытых задвижках номеров 2, 3, 4;
заполнение нефтью (водой) камеры пуска из МТ, до начала пуска СОД передвижной насосной установкой (ПНУ), через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов при открытых задвижках номеров 3, 7, 8, 9 и закрытых задвижках номеров 2, 4, контроль заполнения камеры проводится визуально при открытии воздушников номеров 5, 6;
пуск СОД при открытых задвижках номеров 2, 4, закрытии задвижки номера 1, и закрытых задвижках номеров 3, 5, 6, 7, 8, 9;
дренаж нефти (воды) из камеры пуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в МТ с помощью передвижной насосной установки (ПНУ) при открытых воздушниках номеров 5, 6, открытых задвижках номеров 3, 7, 8, 9 и закрытых задвижках номеров 2, 4.
Рисунок 3. Технологическая схема временного узла пуска
СОД
на линейной части МТ
3.3. Технические указания по применению временного узла пуска СОД
3.4. После проведения технологических операций пуска СОД и дренажа нефти (воды) из камеры, временный узел пуска СОД, включая задвижки номеров 2, 4, демонтируется.
3.5. По завершению демонтажа временного узла пуска СОД рекомендуется заглушить трубопроводы со стороны МТ в местах демонтажа задвижек номеров 2, 4.
3.6. Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций устанавливается Инструкцией по пуску и приему СОД, которая утверждается главным инженером ЭО.
4.
Сопровождение очистного устройства и внутритрубного
инспекционного прибора по трассе
4.1. Для контроля за движением ВИП и ОУ служат приемопередатчики, устанавливаемые на ВИП и ОУ, и наземные приборы сопровождения, в состав которых входят низкочастотные локаторы и наземные маркерные передатчики. Приемопередатчики генерируют низкочастотные электромагнитные сигналы, которые улавливаются антенной локатора на поверхности земли с расстояния до 2,5 м от передатчика прибора, находящегося в трубопроводе.
4.2. Локаторы для слежения за ВИП и ОУ при их движении по трубопроводу и маркерные передатчики, сигналы которых улавливаются приемниками ВИП, необходимы для привязки диагностической информации к конкретным точкам трассы трубопровода и устанавливаются в местах размещения маркерных пунктов.
4.3. Для контроля прохождения ВИП по характерному акустическому шуму, создаваемому им при движении по трубопроводу, могут применяться акустические локаторы, а также на слух в местах расположения трубной арматуры (задвижки, вантузы), а также в местах открытого залегания трубопровода.
4.4. Для контроля за движением ВИП также используются штатные системы телеметрии, установленные на трубопроводах. Для расчета времени прохождения ВИП используется методика расчета параметров движения СОД по трубопроводу с использованием компьютерной программы расчета параметров движения СОД по трубопроводу.
4.5. Для контроля за движением магнитных ОУ и магнитного дефектоскопа применяются приборы типа маглоггер. Обнаружить остановившееся магнитное ОУ или магнитный дефектоскоп в трубопроводе можно по магнитному полю, создаваемому вокруг местонахождения прибора. Для этого можно использовать прибор, показывающий наличие магнитных полей, в том числе магнитный компас.
4.6. Порядок работы с приборами сопровождения приводится в соответствующем руководстве по эксплуатации.
5.
Обнаружение очистного устройства или внутритрубного
инспекционного прибора, оснащенного передатчиком
Обнаружение неподвижного ВИП или ОУ, оснащенного ПДС, рекомендуется проводить следующим образом:
перемещаются вдоль оси МТ с включенным локатором, располагая его антенну вдоль оси трубопровода;
останавливаются через каждые 2 - 3 м, удерживая антенну в горизонтальном положении параллельно трассе. Для лучшего подавления помех антенну размещают на земле;
при приближении к передатчику ВИП слышен звуковой сигнал пьезоизлучателя локатора, который сопровождается периодическим высвечиванием светодиодного индикатора. При приближении к ВИП мощность сигнала передающего устройства возрастает, и вместе с этим увеличивается количество высвечиваемых разрядов светодиодного индикатора.
6.
Определение точного положения очистного устройства
и внутритрубного инспекционного прибора
Для определения точного положения передатчика ВИП антенну локатора удерживают в вертикальном положении. Постепенно перемещая ее вдоль трубопровода, устанавливается место с минимальным уровнем сигнала, при этом антенна локатора будет находиться непосредственно над передатчиком. Точность определения положения может быть увеличена путем увеличения усиления приемника локатора.
7.
Определение глубины нахождения очистного устройства
и внутритрубного инспекционного прибора
Для определения глубины нахождения передатчика ВИП измеряется расстояние между двумя местами с минимальным уровнем сигнала при горизонтальном положении антенны локатора. Глубина нахождения передатчика составляет приблизительно 0,8 от этого расстояния.
8. Порядок работы на маркерном пункте
8.1. По прибытии к маркерному пункту рекомендуется найти отмечающий его ориентир и установить передатчик маркера в соответствии с рисунком 4. Установить две катушки маркерного передатчика в вертикальное положение над трубопроводом (если трубопровод располагается над землей, катушки передатчика устанавливают наверху трубопровода) на расстоянии приблизительно 70 см друг от друга вдоль оси трубопровода и соединить их кабелями с передатчиком. Маркерный передатчик остается выключенным.
8.2. Рекомендуется установить локатор над трубопроводом на расстоянии от 10 до 20 м выше по течению продукта, положить катушку локатора над осью трубы на землю так, чтобы ее ось была параллельна оси трубопровода и включить локатор.
Рисунок 4. Размещение локатора и маркерного передатчика
8.3. Рекомендуется кратковременно включить маркерный передатчик, при этом светодиодный индикатор локатора показывает наличие сигнала, а в динамике локатора звучит периодический звуковой сигнал пьезоизлучателя локатора. Выключить маркерный передатчик.
8.4. Следить за индикатором локатора. При появлении звукового сигнала и сигнала на светодиодном индикаторе о прибытии ВИП, дать команду оператору маркерного передатчика на его включение. Подождать, пока ВИП не пройдет маркерный пункт. Если этот момент не может быть точно определен, выждать некоторое время, которое зависит от скорости ВИП (примерно 3 мин при скорости 1 м/с).
8.5. Выключить локатор и маркерный передатчик и собрать оборудование. Зафиксировать время прохождения ВИП и сообщить его следующей группе сопровождения и диспетчеру.
9.
Прохождение очистного устройства и внутритрубного инспекционного
прибора через узлы пропуска средств очистки и диагностирования
9.1. Технологическая схема узла пропуска СОД приведена на рисунке 5.
9.2. Технологическая схема узла пропуска СОД на НПС обеспечивает выполнение следующих операций:
- перекачку нефти (нефтепродукта) через НПС при открытых задвижках номеров 1 -6 и закрытых задвижках номеров 7 - 11;
- пропуск СОД через отключенную НПС при открытых задвижках номеров 5 - 8 и закрытых задвижках номеров 1 - 4, 9 - 11;
- перекачку нефти (нефтепродукта), минуя НПС через байпасный трубопровод с обратным затвором при открытых задвижках номеров 5, 6, и закрытых задвижках номеров 1 - 4, 7 - 11;
- прием СОД в камеру пропуска при открытых задвижках номеров 5, 6, 7 и закрытых задвижках номеров 8 - 11;
- пуск СОД из камеры пропуска при открытых задвижках номеров 3, 5, 6, 8, 9 и закрытых задвижках номеров 4, 7, 10, 11.
Рисунок 5. Технологическая схема узла пропуска СОД на НПС
9.3. Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций устанавливается Инструкцией по пропуску СОД, которая утверждается главным инженером ЭО.
10.
Прием очистного устройства и внутритрубного инспекционного прибора
в стационарные узлы приема средств очистки и диагностирования
10.1. Технологическая схема узла приема СОД на линейной части МТ приведена на рисунке 6.
Рисунок 6. Технологическая схема узла приема СОД на линейной части МТ
10.2. Технологическая схема узла приема СОД на линейной части МТ (лупинги, отводы и резервные нитки подводных переходов) обеспечивает выполнение следующих операций:
перекачку нефти (нефтепродукта), минуя камеру приема, при открытой задвижке номера 3 и закрытой арматуре номеров 7, 9, 12, 15, 17, 19, 21 - 26;
заполнение нефтью (нефтепродуктом) камеры из МТ, до начала приема СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов при открытой арматуре номеров 12, 15, 17, 19, 26, обеспечивая малую подачу арматурой номеров 25.1, 25.2, и закрытой арматуре номеров 7, 9, 21 - 25. Контроль заполнения камеры проводится по изменению уровня в дренажной емкости. При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной. Контроль изменения уровня в емкости осуществляется с применением переносного уровнемера (ленточная рулетка, электронный уровнемер);
прием СОД при открытой арматуре номеров 7, 9 и закрытой арматуре номера 3, 12, 15, 17, 19, 21 - 26;
дренаж нефти (нефтепродукта) из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой арматуре номеров 15, 17, 19, 21 и закрытой арматуре номеров 7, 9, 12, 22 - 26;
откачку нефти (нефтепродукта) из дренажной подземной емкости в МТ при открытой арматуре номеров 12, 22а, 22, 25 и закрытой арматуре номеров 15, 17, 19, 21, 23, 24, 25.1, 25.2, 26;
откачку нефти (нефтепродукта) в передвижную емкость при открытой арматуре номеров 22а, 23 и закрытой арматуре номеров 12, 15, 17, 19, 21, 22, 24, 25.1, 25.2, 26;
подачу откачиваемой нефти (нефтепродукта) погружным насосом во всасывающую линию передвижной насосной установки (ПНУ) с последующей закачкой нефти (нефтепродукта) передвижной насосной установкой (ПНУ) в МТ при открытой арматуре номеров 12, 22а, 23, 24 и закрытой арматуре номеров 15, 17, 19, 21, 22, 25, 25.1, 25.2, 26;
дренаж нефти (нефтепродукта) из гибкого рукава подсоединения передвижной насосной установки (ПНУ) в подземную дренажную емкость при открытой арматуре номеров 21, 24, 25, 26 и закрытой арматуре номеров 12, 15, 17, 19, 22а, 22, 23, 25.1, 25.2;
одновременный дренаж нефти (нефтепродукта) из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость и откачку нефти (нефтепродукта), из дренажной емкости в МТ при открытых воздушниках на газовоздушной линии и открытой арматуре номеров 12, 15, 17, 19, 21, 22, 22а, 25 и закрытой арматуре номеров 7, 9, 23, 24, 25.1, 25.2, 26;
подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры приема СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой арматуре номера 15.
10.3. Технические рекомендации по использованию камер приема СОД.
10.3.1. Заполнение нефтью (нефтепродуктом) камеры приема СОД до DN 250 включительно из МТ рекомендуется осуществлять с производительностью не более 10 м3/ч, от DN 300 до DN 500 включительно не более 25 м3/ч, от DN 700 до DN 1200 - с производительностью не более 50 м3/ч.
10.3.2. Регулирование скорости заполнения камеры из МТ осуществляется регулирующим органом номеров 25.1, 25.2. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пусконаладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения должно определяться с помощью переносного уровнемера (ленточная рулетка, электронный уровнемер). При достижении уровня 2/3 от максимального заполнение подземной емкости следует прекратить путем закрытия задвижки номера 12. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости.
10.3.3. Воздушник на газовоздушной линии следует использовать только для подачи воздуха во внутреннюю полость камеры приема СОД при дренаже.
10.3.4. В период между пропусками СОД по МТ узел приема находится в следующем состоянии:
камера приема, дренажная подземная емкость и трубопроводы технологической обвязки опорожнены от нефти (нефтепродукта);
арматура номеров 7, 9, 12, 15, 17, 19, 21 - 26 закрыта;
камера приема, поддон и дренажная подземная емкость зачищены от шлама.
10.3.5. Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций устанавливается Инструкцией по пуску и приему СОД, которая утверждается главным инженером ЭО.
11.
Прием очистного устройства и внутритрубного инспекционного прибора
во временные узлы приема средств очистки и диагностирования
11.1. Технологическая схема временного узла приема СОД на линейной части МТ приведена на рисунке 7.
11.2. Технологическая схема временного узла приема СОД на линейной части МТ обеспечивает выполнение следующих операций:
перекачку нефти (воды), минуя камеру приема, при открытой задвижке номера 1 и закрытых задвижках номеров 2, 4, 5;
заполнение нефтью (водой) камеры из МТ, до начала приема СОД передвижной насосной установкой (ПНУ), через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов при открытых задвижках номеров 5, 6, 7, 8 и закрытых задвижках номеров 2, 4, контроль заполнения камеры проводится визуально при открытии воздушника номера 3;
прием СОД при открытых задвижках номеров 2, 4 и закрытых задвижках номеров 1, 3, 6, 7, 8;
дренаж нефти (воды) из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в МТ с помощью передвижной насосной установки (ПНУ) при открытом воздушнике номера 3, открытых задвижках номеров 5, 6, 7, 8 и закрытых задвижках номеров 2, 4.
11.3. После проведения технологических операций приема СОД и дренажа нефти (воды) из камеры, временный узел приема СОД включая задвижки номеров 2, 4 подлежит демонтажу.
11.4. По завершению демонтажа временного узла приема СОД рекомендуется заглушить трубопроводы со стороны МТ в местах демонтажа задвижек номеров 2, 4.
Рисунок 7. Технологическая схема временного узла приема
СОД
на линейной части МТ
11.5. Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций устанавливается Инструкцией по пуску и приему СОД, которая утверждается главным инженером ЭО.
12. Извлечение внутритрубного инспекционного прибора из камеры приема
12.1. При помощи крана снять лоток с транспортного средства и установить рядом с закрытой камерой.
12.2. Подключить кабель заземления между лотком и камерой, обеспечив надежный контакт кабеля с металлом с обеих сторон.
Зажимы устанавливаются на участках металла, свободного от защитного покрытия.
Не рекомендуется присоединять или отсоединять кабель заземления при открытой крышке камеры приема.
Если по истечении запрограммированного времени после поступления дефектоскопа в камеру приема и сброса давления в ней (при условии, что мастер-система дефектоскопа правильно запрограммирована) звуковой сигнал взрывобезопасности не появился, рекомендуется предпринять следующие меры взрывозащиты, согласованные с ответственным представителем организации, выполняющей диагностирование: если есть такая возможность, дождаться разрядки литиевых батарей дефектоскопа до уровня ниже минимального рабочего напряжения, после чего появляется звуковой сигнал взрывобезопасности.
Если прибор должен быть извлечен во взрывоопасном состоянии (звуковой сигнал взрывобезопасности не появился), рекомендуется предпринять первичные меры взрывобезопасности, предусмотренные в организации, эксплуатирующей трубопровод (вытеснение продукта и продувка камеры инертным газом, газоанализ воздуха на рабочей площадке и т.д.).
12.3. Освободить камеру от продукта.
12.4. Открыть крышку приемной камеры и удалить остатки продукта.
12.5. Подождать 15 мин для того, чтобы улетучились испарения из приемной камеры или продуть камеру инертным газом.
12.6. Краном поднять лоток и расположить его непосредственно перед проемом приемной камеры таким образом, чтобы его задняя часть была вплотную к открытой камере приема, а дно лотка было не выше дна камеры. Отрегулировать опоры по высоте и зафиксировать их. Зафиксировать лоток прибора на камере от сдвига.
12.7. Закрепить трос за проушину бампера в передней части прибора. Лебедкой или тягачом плавно вытянуть прибор из приемной камеры, пока он полностью не окажется в лотке. Закрепить прибор в лотке от сдвига.
12.8. Отвести лоток с прибором от камеры для обеспечения закрытия крышки камеры.
12.9. Закрыть крышку камеры.
12.10. Отключить кабель заземления между камерой и лотком.
12.11. Переместить лоток с прибором за пределы опасной зоны приемной камеры (за ограждение). После извлечения ВИП из приемной камеры руководитель бригады организации, проводящей диагностирование, и представители эксплуатирующей организации проводят внешний осмотр ВИП и оформляют акт по результатам осмотра ВИП после пропуска по трубопроводу.
к Руководству по безопасности «Техническое диагностирование
трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
от 2 августа 2018 г. № 330
Таблица 1
Виды, область
применения, последовательность и сроки проведения
технического диагностирования МТ, находящихся в эксплуатации
Объект |
Вид технического диагностирования |
Условие и последовательность проведения технического диагностирования |
Срок проведения первичного технического диагностирования |
Периодичность проведения очередного технического диагностирования |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Магистральные трубопроводы, находящиеся в эксплуатации |
ВТД |
Профилеметрия, WM, CD |
После очистки полости трубопровода и пропуска калибровочного устройства |
Не позднее 3 лет с даты ввода в эксплуатацию |
В сроки, определенные заключением по оценке технического состояния трубопровода, но не менее одного раза в 6 лет |
MFL |
Рассчитывается в соответствии с НД эксплуатирующей организации |
||||
Наружные |
КПП СОД* |
- |
Не позднее 10 лет с даты ввода в эксплуатацию |
Не реже одного раза в 10 лет |
|
Соединительные, конструктивные детали, приварные элементы, надземные трубопроводы об вязки узлов КПП СОД |
|||||
Ремонтные конструкции |
- |
Не позднее 30 лет с даты установки |
Не реже одного раза в 30 лет |
||
Емкости сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД |
Имеющие доступ во внутрь |
Через 10 лет с даты ввода в эксплуатацию, совместно с проведением ТР КПП СОД |
Не реже одного раза в 10 лет при проведении ТР |
||
Не имеющие доступ вовнутрь |
Не позднее 10 лет с даты ввода в эксплуатацию |
||||
Измерение глубины залегания трубопровода |
- |
На непахотных землях - не реже одного раза в 5 лет, на пахотных землях - один раз в год с даты ввода в эксплуатацию |
На непахотных землях не реже одного раза в 5 лет, на пахотных землях одного раз в год |
||
Электрометрия |
- |
Не позднее 3 лет с даты ввода в эксплуатацию |
Не реже одного раза в 5 лет - на участках с высокой коррозионной активностью |
||
- |
Не реже одного раза в 10 лет - на прочих участках |
||||
Не реже одного раза в 3 года - при длине защитной зоны УКЗ менее 3 км |
|||||
Обследование ПМТ периодическое полное |
- |
В период не ранее, чем через 1 год, но не позднее чем через 2 года после ввода ПМТ в эксплуатацию |
В соответствии с НД эксплуатирующей организации |
||
Обследование ПМТ периодическое частичное |
- |
- |
В соответствии с НД эксплуатирующей организации |
||
|
Обследование ВПМТ |
- |
В период не ранее, чем через 1 год, но не позднее чем через 2 года после ввода ПМТ в эксплуатацию |
В соответствии с НД эксплуатирующей организации |
|
Обследование перемычек между трубопроводами и перемычек между основной и резервной нитками ПМТ через водные преграды |
- |
Не позднее 20 лет с даты ввода в эксплуатацию |
Не реже одного раза в 20 лет |
||
____________ * Допустимые сроки эксплуатации КПП СОД, смонтированных по проектной документации из труб и соединительных деталей заводского изготовления, введенных в эксплуатацию до 2005 года, определять в соответствии с предельными сроками эксплуатации; выявленных при диагностировании, рассчитанными в соответствии с НД эксплуатирующей организации. |
к
Руководству по безопасности «Техническое диагностирование
трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
от 2 августа 2018 г. № 330
Рекомендации по методике выполнения неразрушающего
контроля
магистральных трубопроводов
1. Общие положения
1.1. Методика и последовательность применения методов НК при диагностировании трубопроводов, в том числе при проведении ДДК - в соответствии с НД эксплуатирующей организации.
1.2. Визуальный и измерительный контроль проводится в соответствии с РД 03-606-03 и ГОСТ Р 51164-98 с целью обнаружения и определения размеров дефектов изоляционного покрытия и наружной поверхности металла и сварных швов конструктивных элементов объектов контроля и их геометрических размеров.
1.3. При контроле изоляционного покрытия определяется его тип, производится измерение толщины, сплошности.
1.4. Толщина изоляционного покрытия измеряется с помощью толщинометра покрытий (магнитного, ультразвукового, электромагнитного). Измерения проводятся не менее чем в четырех точках сечения объекта контроля.
1.5. Сплошность покрытия контролируется искровым дефектоскопом в объеме 100 % от площади покрытия в шурфе и на открытых участках.
1.6. Рекомендуется проведение УЗК сварного стыка (кольцевой, продольный, спиральный), если он находится в зоне обследования. Параметры контроля устанавливаются в соответствии с ГОСТ Р 55724 и учитывают наличие нефти (нефтепродуктов) в полости контролируемого изделия. При этом выявляются дефекты типа нарушения сплошности (раковины, поры, неметаллические включения, трещины, непровары, прочее), а также дефекты геометрической формы сварного шва - смещения кромок, разнотолщинность.
1.7. При ультразвуковой толщинометрии проводится измерение толщины стенок объектов (ультразвуковая толщинометрия) в околошовной зоне сварных швов - не менее четырех измерений равномерно по кольцевому шву и не менее четырех измерений на 1 м продольного (спирального) шва с каждой стороны шва. Толщина стенок измеряется так же в местах с обнаруженными коррозионными повреждениями и рядом с выявленными дефектами на расстоянии от 40 до 50 мм от них на четырех равномерно охватывающих дефектную зону контактных площадках.
1.8. Магнитопорошковый контроль производится в соответствии с «ГОСТ Р 56512-2015. Национальный стандарт Российской Федерации. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Типовые технологические процессы», утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 июля 2015 № 875-ст. При этом за счет обнаружения магнитных полей рассеяния, возникающих вблизи дефектов после намагничивания объекта контроля, выявляются поверхностные и подповерхностные дефекты металла (трещины, закаты, включения, расслоения и т.п.).
1.9. Капиллярный контроль производится в соответствии с «ГОСТ 18442-80*. Государственный стандарт Союза ССР. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования», утвержденным постановлением Госстандарта СССР от 15 мая 1980 № 2135. При этом за счет проникновения индикаторных жидкостей в полости поверхностных и сквозных несплошностей металла объекта контроля и регистрации образующихся индикаторных следов визуальным способом выявляются поверхностные несплошности (трещины, закаты, расслоения и т.п.).
1.10. Измерения твердости металла проводятся в соответствии с «ГОСТ 2999-75* (СТ СЭВ 470-77). Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Виккерсу», утвержденным постановлением Госстандарта СССР от 28 июля 1975 № 1956. Измерения твердости выполняются на каждой второй контактной площадке, подготовленной для ультразвуковой толщинометрии. Механические характеристики основного металла и сварных швов соответствуют нормам, установленным в действующей нормативной и технической документации на металл изделия (трубы, емкости).
1.11. Если по результатам твердометрии установлено несоответствие механических характеристик основного металла и сварных швов установленным нормам, то дополнительно назначается вырезка образцов для проведения лабораторных механических испытаний.
1.12. Определение химического состава металла производится для уточнения фактической марки стали и установления ее соответствия паспортным данным, а также в случае отсутствия в паспорте данных о марке стали, из которой выполнен трубопровод (изделие). Установление химического состава сталей и их марок при техническом диагностировании выполняется на трубопроводе экспресс-методами с применением анализаторов химического состава или дополнительно на вырезанных из трубопровода (изделия) образцах металла с применением стационарного лабораторного оборудования.
1.13. Результаты НК оформляются по каждому виду отдельно протоколами и заключениями.
2. Особенности выполнения визуального и измерительного контроля
2.1. Рекомендуется проводить ВИК изоляционных покрытий, сварных соединений, основного металла, конструктивных элементов объектов контроля в местах доступа, шурфах.
2.2. Работы по ВИК выполняются в объеме, определяемом в техническом задании.
2.3. Для измерительного контроля используются поверенные и откалиброванные средства измерений.
2.4. Выполняется контроль всех конструкционных элементов трубопровода для получения информации об их фактических геометрических размерах и составляется перечень элементов, которые исследуются прочими видами НК или вырезаются.
2.5. Овальность цилиндрических элементов определяется путем измерения максимального и минимального наружного диаметра в двух взаимно перпендикулярных направлениях контрольных сечений.
2.6. ВИК наружной поверхности металла конструктивных элементов производится после удаления изоляционного покрытия и очистки поверхности. Визуальный контроль выполняется до проведения контроля другими методами неразрушающего или разрушающего контроля.
2.7. При ВИК КПП СОД:
- внутренний осмотр КПП СОД осуществляется со стороны крышки затвора в зоне, доступной для визуального осмотра, а вне ее - с применением оптических приборов с соблюдением необходимых мер безопасности;
- при наружном осмотре КПП СОД в первую очередь контролируются сварные швы крышки затвора и узлов обвязки в объеме 100 % сварных швов, находящихся на дневной поверхности земли, и металл в местах доступа; участки трубопровода в местах выхода труб на наружную поверхность освобождаются от грунта и контролируются на протяжении 60 - 70 см вглубь от границы воздух-грунт. При обнаружении мест повреждения изоляции производится контроль основного металла.
2.8. При ВИК запорной арматуры:
- осматриваются снаружи фланцевые и резьбовые соединения;
- при наружном осмотре арматуры в первую очередь контролируются места радиусных переходов наружных и внутренних поверхностей, уплотнительных поверхностей, а также состояние штока, его резьбы, прокладок, шпилек, болтов.
2.9. При применении запорной арматуры с сальниковым уплотнителем шпинделя обращается внимание на состояние набивочного материала, его качество, размеры, правильность укладки в сальниковую пробку.
2.10. При ВИК емкостей изнутри:
- контролируется зона по нижней образующей емкости;
- осматриваются места приварки штуцеров, патрубков, люков, днищ.
2.11. При обнаружении зон коррозионно-эрозионного износа, деформаций и других повреждений рекомендуется определить границу дефектного участка и провести их дополнительные исследования средствами неразрушающего контроля. Все выявленные дефекты, выходящие за пределы допустимых, схематично отображаются на эскизе (схеме) объекта контроля и вносятся в дефектную ведомость.
2.12. Результаты работ оформляются протоколом с заключением, дефектной ведомостью по формам, установленным в РД 03-606-03, ГОСТ Р 51164-98.
3. Особенности выполнения ультразвуковой толщинометрии
3.1. Целью контроля толщины стенок трубопровода является определение утончения стенок объекта контроля в процессе его эксплуатации относительно номинальной. На основании результатов толщинометрии определяется соответствие толщины стенки изделия нормативному значению, а также скорость коррозионного или эрозионного износа стенок.
3.2. УТ выполняется в соответствии с техническим заданием и НД эксплуатирующей организации.
3.3. Применяются средства измерений, соответствующие требованиям ГОСТ Р 55614, имеющие сертификат о внесении средств измерений в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и свидетельство (сертификат) о плановой поверке. Настройка и проверка чувствительности производится на аттестованных стандартных образцах. Все действия по настройке и контролю документируются. Допускается использование приборов с ручной и автоматической регистрацией данных.
3.4. Для каждой контактной площадки регистрируется минимальное значение толщины из трех измерений. Для выявления ручейковой коррозии контактная площадка в зоне нижней образующей изделия должна позволять выполнение сканирования стенки от 5 до 7 ч с интервалом не более 30 мм. Для тупиковых и застойных зон объектов контроля проводится дополнительное измерение толщин стенок не менее чем в двух местах на расстоянии 0,5 м по горизонтали по обе стороны от точки измерения по нижней образующей.
3.5. При обнаружении зон расслоений и зон уменьшения номинальной толщины более 15 % рекомендуется устанавливать их границы. Измерения в зонах дефектов выполняются по сетке со стороной не более 30 мм.
3.6. На участках поверхности трубопровода, на которых измеренные толщины стенок различаются более чем на 15 %, рекомендуется выполнять повторные измерения по сетке с шагом 20 мм. Если толщина стенки по данным измерений в какой-нибудь точке окажется меньше паспортной, то вокруг этой точки выполняются замеры не менее чем в четырех точках.
3.7. При ультразвуковой толщинометрии металла на КПП СОД:
основным элементом работ является выполнение измерений толщины стенки трубопровода в местах выхода труб на наружную поверхность, освобожденных от грунта на протяжении 60 - 70 см вглубь от границы воздух-грунт;
рекомендуется проводить контроль всех элементов КПП СОД и узлов обвязки, находящиеся на дневной поверхности.
3.8. При УТ емкостей выполняется:
измерение толщины стенки обечайки не менее чем по четырем равноудаленным сечениям;
измерение толщины стенки обечайки и днищ для каждого составляющего их листа металла;
измерение толщины штуцеров, патрубков, люков-лазов в местах доступа. Врезки и патрубки диаметром более 100 мм контролируются не менее чем в четырех точках, расположенных равномерно по окружности. Врезки и патрубки диаметром не более 100 мм - не менее чем в двух диаметрально противоположных точках;
измерение толщины стенки обечайки по нижней образующей емкости.
3.9. Все выявленные дефекты, выходящие за пределы допустимых, отображаются на прилагаемой схеме и вносятся в дефектную ведомость.
3.10. Результаты работ оформляются протоколом.
4. Особенности проведения ультразвуковой дефектоскопии
4.1. Целью проведения ультразвуковой дефектоскопии является определение наличия и местоположения внутренних дефектов (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.) в сварных соединениях объекта контроля.
4.2. Места проведения ультразвуковой дефектоскопии устанавливаются при выявлении дефектов различными методами технического диагностирования (ВТД, электрометрии). Рекомендуется предусмотреть УЗД сварных соединений на потенциально-опасных участках трубопровода, сварных соединений спиральношовных труб, сварных швов труб с подкладными кольцами.
4.3. Ультразвуковая дефектоскопия проводится в соответствии с техническим заданием, «ГОСТ Р 55724-2013. Национальный стандарт Российской Федерации. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые», утвержденным приказом Росстандарта от 8 ноября 2013 г. № 1410-ст, «ГОСТ Р 55809-2013. Национальный стандарт Российской Федерации. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерений основных параметров», утвержденным приказом Росстандарта от 22 ноября 2013 г. № 1693-ст, а также методиками ультразвуковой дефектоскопии, разработанными для конкретного типа применяемого дефектоскопического оборудования.
4.4. Применяются средства измерений, отвечающие требованиям «ГОСТ Р 55725-2013. Национальный стандарт Российской Федерации. Контроль неразрушающий. Преобразователи ультразвуковые пьезоэлектрические. Общие технические требования», утвержденного приказом Росстандарта от 8 ноября 2013 г. № 1411-ст, и имеющие свидетельства об утверждении типа средств измерений, свидетельство о плановой метрологической поверке. Настройка и проверка чувствительности производится на аттестованных стандартных образцах. Все действия по настройке и контролю документируются. Допускается использование приборов:
с визуальной регистрацией данных;
с автоматической регистрацией данных.
4.5. Ультразвуковая дефектоскопия производится с идентификацией типа регистрируемых отклонений.
4.6. Кроме зон контроля, определяемых в техническом задании, выполняется контроль стенок в местах с обнаруженными локально деформированными участками. В этом случае деформированная зона и прилегающая к ней зона недеформированного металла шириной от 100 до 150 мм по периметру подвергается контролю на отсутствие трещин.
4.7. При исследовании кольцевых сварных швов проверяются и примыкающие продольные и спиральные швы на протяжении не менее 250 мм.
4.8. При автоматической (компьютерной) регистрации данных сохраняется первичная информация, допускающая ее проверку путем повторения контроля или с помощью альтернативного метода контроля.
Настройку чувствительности ультразвуковых дефектоскопов осуществляется на СОП с искусственными отражателями, размеры которых приведены в таблице 1.
Таблица 1
Размеры искусственных отражателей в СОП
Номинальный наружный диаметр трубы DN, мм |
Номинальная толщина стенки трубы S, мм |
Эквивалентная площадь отверстия с плоским дном, мм2 |
Ширина отражающей грани зарубки b, мм |
Высота отражающей грани зарубки h, мм |
Диаметр отверстия в СОП dэ, мм |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
До 325 |
2,0 ≤ S ≤ 4,0 |
0,8 |
- |
- |
1,0 |
4,0 < S ≤ 6,0 |
1,1 |
2,0 |
0,8 |
1,2 |
|
6,0 < S ≤ 9,0 |
1,7 |
2,0 |
1,0 |
1,5 |
|
Св. 325 до |
4,0 ≤ S ≤ 6,0 |
- |
2,0 |
0,8 |
- |
1220 |
6,0 < S ≤ 8,0 |
- |
2,0 |
1,0 |
- |
|
8,0 < S ≤ 12,0 |
- |
2,0 |
1,5 |
- |
|
12,0 < S ≤ 15,0 |
- |
2,0 |
2,0 |
- |
|
15,0 < S ≤ 20,0 |
- |
2,5 |
2,0 |
- |
|
20,0 < S ≤ 26,0 |
- |
3,0 |
2,0 |
- |
|
26,0 < S ≤ 40,0 |
- |
3,0 |
2,5 |
- |
4.9. Для проведения контроля сварных соединений трубопроводов, заполненных нефтью (нефтепродуктом), настройка чувствительности производится на СОП, нижняя поверхность которых (соответствующая внутренней поверхности трубы) погружена в нефть (нефтепродукт). При этом по отношению к браковочной чувствительности, соответствующей контролю сварных соединений незаполненных трубопроводов, устанавливается поправка, составляющая от 10 % до 12 %, что соответствует увеличению чувствительности на 1,0 - 1,5 дБ.
4.10. Дефекты в трубопроводах и сварных соединениях по результатам УЗК рекомендуется классифицировать по следующим видам:
непротяженные (одиночные поры, компактные шлаковые включения, одиночные коррозионные язвы);
протяженные (трещины, непровары, несплавления, шлаки, коррозионные повреждения);
цепочки и скопления (цепочки и скопления пор и шлака, коррозионных язв).
4.11. К непротяженным относятся дефекты, условная протяженность которых не превышает значений, приведенных в таблице 2. Этими дефектами могут быть одиночные поры, неметаллические включения, коррозионные язвы.
Таблица 2
Условная протяженность компактных дефектов
Толщина стенки контролируемого соединения S, мм |
Условная протяженность одиночного непротяженного дефекта, мм |
1 |
2 |
2,0 ≤ S ≤ 3,0 |
3 |
3,0 < S ≤ 4,0 |
4 |
4,0 < S ≤ 6,0 |
5 |
6,0 < S ≤ 9,0 |
7 |
9,0 < S ≤ 12,0 |
10 |
12,0 < S ≤ 15,0 |
12 |
S > 15,0 |
15 |
4.12. К протяженным относятся дефекты, условная протяженность которых превышает значения, приведенные в таблице 2. К этим дефектам относятся одиночные удлиненные неметаллические включения и поры, непровары (несплавления), трещины, коррозионные повреждения.
4.13. Все выявленные дефекты, выходящие за пределы допустимых, отображаются на прилагаемой схеме и вносятся в дефектную ведомость.
4.14. Результаты работ оформляются заключением, актом ДДК.
к Руководству по безопасности «Техническое диагностирование
трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
от 2 августа 2018 г. № 330
Рекомендации по методике проведения работ по электрометрии
1. Общие положения
1.1. Для проведения электрометрического диагностирования на всех эксплуатируемых трубопроводах выделяют участки, относящиеся к:
высокой коррозионной опасности;
повышенной коррозионной опасности;
коррозионно-опасные участки.
1.2. Категория коррозионной опасности устанавливается на основании технических документов, а также результатов предыдущего технического диагностирования трубопровода.
1.3. Категория участков по коррозионной опасности определяется по критериям «ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» (далее - ГОСТ Р 51164-98), утвержденного постановлением Госстандарта России от 23 апреля 1998 г. № 144.
1.4. При подготовке к работам по электрометрическому диагностированию:
эксплуатирующая организация предоставляет исполнителю диагностирования исходную информацию по каждому диагностируемому участку, перечень и сроки предоставления которой определяются в техническом задании;
исполнитель диагностирования разрабатывает и согласовывает с эксплуатирующей организацией ППР на основе анализа полученной исходной информации.
1.5. Работы по электрометрии выполняются в соответствии с НД эксплуатирующей организации.
1.6. Объем и состав работ по электрометрии участка МТ определяется в техническом задании и включает в себя:
изучение и анализ статистических данных об обследуемом участке трубопровода;
анализ результатов ВТД;
обследование коррозионного состояния трубопровода;
обследование состояния изоляции трубопровода;
оценку эффективности работы изолирующих соединений;
определение технического состояния средств ЭХЗ (установки катодной защиты, установки дренажной защиты, установки протекторной защиты);
определение эффективности ЭХЗ.
1.7. Изучение и анализ данных об обследуемом участке трубопровода проводится по проектной, рабочей и эксплуатационной документации. Данные об обследуемом участке трубопровода и об условиях эксплуатации имеют состав, определенный в договоре. Результаты анализа данных заносятся на план-схему участка и в соответствующие формы отчета.
2. Обследование коррозионного состояния трубопровода
2.1. При обследовании коррозионного состояния трубопровода рекомендуется выполнить следующие работы:
установить участки на трубопроводе с ненормативным уровнем защитных потенциалов. Определить суммарный период времени простоя средств ЭХЗ;
измерить удельное электрическое сопротивление грунта на глубине укладки трубопровода;
установить наличие блуждающих токов источников постоянного тока и определить места с максимальной коррозионной опасностью;
в местах пересечения или сближения трубопровода с линиями электропередачи или другими источниками переменного тока определить наличие или отсутствие опасности коррозии под воздействием переменных токов;
определить категорию участков МТ по коррозионной опасности;
определить места с наибольшей коррозионной опасностью для шурфования МТ и провести ВИК состояния изоляции и металла трубы в шурфах;
выполнить оценку скорости коррозии трубопроводов при существующем уровне защитных потенциалов;
определить скорость коррозии и глубину коррозионного повреждения по данным ВТД (прогнозирование развития коррозионных повреждений проводится при двух и более ВТД).
2.2. Вскрытие трубопровода шурфами выполняют в зависимости от категории участка по коррозионной опасности по нормам, определенным в НД эксплуатирующей организации.
3. Обследование состояния изоляции трубопровода
3.1. При обследовании состояния изоляционного покрытия трубопровода рекомендуется выполнить следующие работы:
поиск сквозных повреждений изоляции МТ с фиксацией координат мест повреждения изоляции;
определение сопротивления изоляции по параметрам ЭХЗ в пределах каждой установки ЭХЗ на обследуемом участке;
ВИК изоляции в шурфах и установление типа изоляционного покрытия, его конструкции, толщины, характера и размеров повреждений изоляции, а также адгезию изоляции к поверхности трубы;
оценку состояние изоляционного покрытия и соответствие его качества требованиям ГОСТ Р 51164-98.
3.2. Изолирующие соединения оцениваются на:
работоспособность;
работоспособность токоотводов или шунтирующих перемычек.
Если изолирующее соединение (фланец) имеет шунтирующую перемычку, то это устройство перестает быть изолирующим и работы, предусмотренные в настоящем пункте, не проводятся.
4. Определение технического состояния средств электрохимической защиты
4.1. При УКЗ рекомендуется:
измерить рабочие режимы УКЗ (напряжение и ток). Определить запас по току и напряжению;
измерить сопротивление растеканию анодного заземления;
измерить сопротивление защитного заземления УКЗ;
проверить по журналу периодичность контроля и профилактических работ.
4.2. При УДЗ рекомендуется:
измерить рабочий ток УДЗ. Определить запас по току;
измерить сопротивление защитного заземления УДЗ;
проверить по журналу периодичность контроля и профилактических работ.
4.3. При УПЗ рекомендуется:
измерить ток УПЗ и потенциал протектора(ов) при разомкнутой цепи;
измерить сопротивление УПЗ;
проверить по журналу периодичность контроля и профилактических работ.
5. Определение эффективности электрохимической защиты
5.1 При определении эффективности ЭХЗ рекомендуется выполнить следующие работы:
измерить естественный потенциал на всех КИП ЭХЗ;
измерить разность потенциалов «труба-земля» на всех КИП ЭХЗ;
измерить поляризационный потенциал на всех КИП ЭХЗ. Поляризационный потенциал рекомендуется измерить также в местах выявленных крупных повреждений изоляции;
определить зону защиты каждого средства ЭХЗ;
определить защищенность обследуемого участка МТ по протяженности и по времени на основании выполненных измерений при обследовании и по эксплуатационной документации;
в зоне действия блуждающих токов источников постоянного тока выполнить синхронные измерения разности потенциалов «труба-земля» и поперечного градиента напряжения около трубы с целью выявления длительности и амплитуды анодной составляющей блуждающего тока, а также измерить силу тока в цепи «труба - вспомогательный электрод», используемый для измерения поляризационного потенциала по ГОСТ Р 51164-98;
в случае отсутствия совместной ЭХЗ МТ и других подземных металлических сооружений (пересечения, параллельное следование) необходимо проверить наличие или отсутствие вредного влияния на МТ путем прерывания тока установок ЭХЗ этих сооружений и измерением изменения разности потенциалов «труба - земля» на трубопроводе;
на переходах через автомобильные и железные дороги необходимо определить отсутствие или наличие металлического контакта кожуха и трубы и определить эффективность защиты трубы и кожуха;
на переходах через искусственные и естественные преграды установить утечку тока на переходе и уровень катодной поляризации, на основе которых определить состояние изоляционного покрытия перехода.
5.2 Результаты выполненных измерений оформляются по формам и протоколам, приведенным в НД эксплуатирующей организации.
6. Оценка результатов электрометрии
6.1. При оценке результатов электрометрии рекомендуется руководствоваться требованиями ГОСТ Р 51164-98.
6.2. При обследовании коррозионного состояния трубопровода в шурфах окончательная идентификация типа дефекта и измерение его размеров производится по результатам ДЦК в соответствии с НД эксплуатирующей организации.
6.3. При этом по результатам последовательного применения электрометрии и ДЦК дефектным признается участок трубопровода, на котором по результатам ДДК обнаружены дефекты, признанные недопустимыми в соответствии с критериями согласно п. 6.4.
6.4. Состояние изоляционного покрытия оценивают по следующим критериям:
соответствие материала и конструкции покрытия проектному решению;
соответствие толщины изоляционного покрытия его типу;
величина адгезии изоляции к трубопроводу, наличие, место расположения, размеры и характер отслоения изоляции;
интегральная величина сопротивления изоляции в пределах (обследуемого) участка трубопровода;
фактическая скорость старения изоляции за прошедший период ее эксплуатации;
наличие (или отсутствие) сквозных повреждений изоляции, их место расположения на аттестуемом трубопроводе, линейные размеры и общая площадь этих повреждений.
6.5. Состояние систем ЭХЗ оценивается по следующим критериям:
перерыв в действии каждой установки систем ЭХЗ допускается при проведении регламентных и ремонтных работ не более одного раза в квартал (до 80 ч). При проведении опытных или исследовательских работ допускается отключение ЭХЗ на суммарный срок не более 10 суток в год;
сопротивление растеканию анодного заземления УКЗ трехэлектродной установкой не превышает значений в соответствии с НД эксплуатирующей организации;
сопротивление дренажного кабеля УКЗ и УДЗ, определенное путем прямого измерения или путем измерения падения напряжения в них с одновременной фиксацией протекающего защитного тока, находится в интервале от 0 до 1 Ом (при этом фиксируется длина, сечение и материал дренажного кабеля).
6.6. При несоответствии средств ЭХЗ нормативным требованиям выдаются рекомендации по переналадке, ремонту, реконструкции или обустройству дополнительных (временных или постоянных) систем ЭХЗ.
6.7. Средства ЭХЗ приводятся в соответствие с НД в сроки в соответствии с НД эксплуатирующей организации (при обосновании невозможности - включены в планы ТПиР и КР).
7. Оформление результатов электрометрии
7.1 По результатам электрометрии делается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации обследованных трубопроводов, указываются несоответствия текущего технического состояния требованиям нормативной и технической документации, а также составляются рекомендации по совершенствованию комплексной защиты от коррозии, обеспечивающие безопасную эксплуатацию трубопроводов.
7.2 Рекомендации по совершенствованию комплексной защиты от коррозии разрабатывают на основании анализа полученных данных о функционировании всех составляющих противокоррозионной защиты.
7.3 На основании анализа данных о состоянии изоляционного покрытия и расчетов остаточного ресурса изоляции выделяются участки ремонта изоляции.
7.4 На основании данных о работе средств ЭХЗ и расчетов по остаточному ресурсу выдаются рекомендации по совершенствованию системы ЭХЗ и ее приведению в нормативное состояние.
7.5 Результаты электрометрического диагностирования трубопроводов и заключение, сделанное на их основании, оформляются в виде отчета.
7.6 Требования к отчету по результатам электрометрии устанавливаются в НД эксплуатирующей организации.
8.
Критерии для принятия решения о необходимости ремонта изоляционного
покрытия трубопровода по результатам электрометрии
8.1 Решение о необходимости ремонта или замены изоляции на обследуемом участке трубопровода принимают согласно требованиям ГОСТ Р 51164-98 на основании сопоставления расчетной величины сопротивления обследуемой изоляции Rи с сопротивлением эталона качества изоляции Rэ (Rи (Rи Rэ), где сопротивление эталона качества изоляции Rэ с учетом срока эксплуатации обследуемого участка трубопровода:
Rэ = 0,33·R0 при 5 ≤ t < 10 лет,
Rэ = 0,125·R0 при 15 ≤ t < 20 лет,
Rэ = 0,043·R0 при 20 ≤ t < 30 лет,
Rэ = 0,025·R0 при 30 ≤ t < 35 лет,
где R0 - начальная величина сопротивления изоляции;
t - срок эксплуатации.
8.2 Если Rи < Rэ, ремонт изоляции рекомендуется провести в следующие сроки:
- не позднее 5 лет с момента обследования при запасе мощности установки ЭХЗ, защищающей обследуемый участок, не менее 30 %;
- не позднее 2 лет с момента обследования при запасе мощности установки ЭХЗ, защищающей обследуемый участок, от 30 % до 10 %.
8.3 Если Rи < 0,85 Rэ, рекомендуется провести замену изоляции в следующие сроки:
- не позднее 3 лет с момента обследования при запасе номинальной токоотдачи установки ЭХЗ, защищающей обследуемый участок трубопровода, не менее 30 %;
- не позднее, чем на следующий год после обследования, при запасе номинальной токоотдачи установки ЭХЗ, защищающей обследуемый участок трубопровода, менее 30 %.
к Руководству по безопасности «Техническое диагностирование
трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
от 2 августа 2018 г. № 330
1. При проведении наружного диагностирования ПМТ через водные преграды рекомендуется проводить следующий комплекс работ:
а) периодическое частичное обследование ППМТ;
б) периодическое полное обследование ППМТ;
в) контрольное обследование - в период реконструкции, строительства и капитального ремонта;
г) нивелировка ВПМТ через водные преграды;
д) обследование ВПМТ через водные преграды.
2. При периодическом частичном обследовании ППМТ рекомендуется выполнять следующие полевые работы:
а) определение состояния русловых и береговых участков на предмет наличия и развития процессов эрозии: размывов берегов, развитие оврагов, промоин, оползней на береговых склонах и склонах долин, наличия провалов и пучения грунта, состояния и надежности берегоукрепления;
б) определение состояния пунктов планово-высотной геодезической основы, состояния информационных и опознавательных знаков, указателей маркерных пунктов и оборудования ППМТ;
в) организация временного водомерного поста и наблюдение на водомерном посту на период обследования русловой части ПМТ;
г) отдельные измерения скоростей течения;
д) топографическая съемка текущих изменений пойменных (береговых) участков;
е) определение планово-высотного положения трубопровода на русловых и пойменных (береговых) участках с выявлением участков заглубления трубопровода с отклонениями от нормативных показателей, оголениями и провисами;
ж) водолазное обследование участков с оголениями и провисами, уточнение их размеров, определение состояния балластировки, футеровки и изоляции на оголенных участках трубопровода.
3. При периодическом частичном обследовании рекомендуется выполнять следующие камеральные работы:
а) сбор и анализ материалов предыдущих полных и частичных периодических обследований, ремонтных работ, выполненных на ППМТ за последний период, анализ проектной и исполнительной документации;
б) анализ данных ВТД;
в) анализ технического состояния береговых участков, информационных и опознавательных знаков, пунктов планово-высотного обоснования, берегоукрепительных сооружений, береговых защитных сооружений;
г) анализ и обобщение результатов проведенного периодического частичного обследования, окончательная камеральная обработка материалов с составлением топографического плана ППМТ и профиля;
д) нанесение на топографический план текущих изменений в коридоре трассы МТ;
е) составление профиля ПМТ и нанесение на него оборудования ПМТ, номеров трубных секций, указателей береговых маркерных пунктов ВТД, границ участков недозаглублений, провисов, оголений с указанием пикетажа, ППРР по материалам последнего полного обследования, линий дна предыдущих трех обследований с указанием даты обследования и исполнителя, максимальных уровней воды 1 % и 10 % обеспеченности (по данным последнего полного обследования), дефектов с предельным сроком эксплуатации менее 8 лет от даты проведения обследования, выявленных внутритрубным диагностированием;
ж) определение технического состояния русловых и береговых участков, берегоукрепления, обваловок запорной арматуры, КПП СОД, наличие и состояние информационных знаков, наличие и состояние постоянных геодезических знаков (реперов), наличие и размеры оголений и провисов трубопровода;
и) составление рекомендаций по приведению ППМТ в нормативное состояние;
к) составление технического отчета по обследованию.
4. При периодическом полном обследовании рекомендуется выполнять следующие работы:
а) определение состояния русловых и береговых участков на предмет возникновения и активизации процессов эрозии: размывов берегов, развития оврагов, промоин, оползней на береговых склонах и склонах долины, наличия провалов и пучения грунта, состояния и надежности берегоукрепления;
б) определение состояния пунктов планово-высотной геодезической основы, состояния информационных и опознавательных знаков, указателей маркерных пунктов и оборудование ППМТ;
в) топографическая съемка пойменных (береговых) участков в границах охранной зоны перехода;
г) организация временного водомерного поста и наблюдение на водомерном посту на период обследования русловой части;
д) определение ПВП трубопровода на русловых и пойменных (береговых) участках с выявлением участков заглубления трубопровода с отклонениями от нормативных показателей;
е) водолазное обследование участков с оголениями и провисами, уточнение их размеров, определение состояния балластировки, футеровки и изоляции на оголенных и провисающих участках трубопровода;
ж) гидрографическая съемка дна водотока (водоема) и гидролокационная съемка дна на судоходных водотоках (водоемах);
и) гидрологические измерения параметров водотока:
1) определение уклонов водной поверхности (на открытой воде);
2) измерения скоростей и направления течения воды (поверхностных и по горизонтам в зависимости от ширины и глубины водотока) и вычисление расхода воды;
3) изучение грунтов дна и берегов русла (при подмывах и обрушениях) с отбором донных и береговых проб;
к) гидроморфометрические исследования русла и поймы:
l) определение преобладающего типа руслового процесса, деформаций дна и берегов;
2) обследование и/или сбор исходных данных о гидротехнических сооружениях, оказывающих влияние на гидрологический режим на участке перехода;
л) камеральная обработка результатов полевых работ полного обследования, подготовка отчетных материалов.
5. При периодическом полном обследовании рекомендуется выполнять следующие камеральные работы:
а) сбор и анализ материалов предыдущих полных и частичных периодических обследований, ремонтных работ, выполненных на ППМТ за последние 5 лет, анализ проектной и исполнительной документации;
б) сбор, систематизация и анализ материалов исследований гидрологического режима реки прошлых лет, режимной гидрометеорологической информации;
в) анализ данных ВТД;
г) анализ технического состояния береговых участков, информационных и опознавательных знаков, пунктов планово-высотного обоснования, берегоукрепительных сооружений, защитных сооружений;
д) анализ и обобщение результатов проведенного периодического полного обследования, окончательная камеральная обработка материалов;
е) составление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой, с нанесенными съемочными и промерными точками, береговой линией, линией тальвега, водомерным постом, гидроствором, морфоствором, водоохранной зоной, трассой МТ с указанием пикетажа и глубины залегания трубопровода, указателями маркерных пунктов ВТД, информационными и предупреждающими знаками, пунктами планово-высотной геодезической основы, оборудованием ПП МТ, технологических трубопроводов и перемычек;
ж) составление профиля ПМТ, нанесение на него проектного и фактического положения трубопровода, номеров трубных секций, пикетажа указателей береговых маркерных пунктов ВТД, границ участков недозаглублений, провисов, оголений с указанием пикетажа, ППРР, линий дна предыдущих трех обследований с указанием даты обследования и исполнителя, уровни воды 1 % и 10 % обеспеченности, дефектов с предельным сроком эксплуатации менее восьми лет от даты проведения обследования, выявленных внутритрубным диагностированием;
и) составление раздела о гидрометеорологических исследованиях. При эксплуатации ППМТ производится проверочный расчет профиля предельного размыва русла и уровней воды 1 % и 10 % обеспеченности. При значительных деформациях берегов (более 2 м/год) и дна русла, профиль предельного размыва корректируется или рассчитывается заново. Пересчет 1 % и 10 % уровней обеспеченности выполняется с учетом данных последних лет наблюдений по мере накопления режимной гидрометрической информации, обновляемой не реже одного раза в 5 - 10 лет (в зависимости от природных условий);
к) составление чертежа-плана направлений и скоростей течений в границах руслового участка ППМТ (эпюры поверхностных, средних и донных скоростей - на средних и больших реках, поверхностных - на малых реках (при средних глубинах до 1,5 м) - при средних скоростях течения более 0,1 м/с);
л) составление чертежей распределения скоростей потока в поперечных сечениях русла по створам измеренных расходов (при максимальной глубине в гидрометрическом створе более 0,75 м);
м) составление совмещенного продольного профиля дна русла по тальвегу в границах русловой съемки;
н) графические приложения, обосновывающие расчеты уровней и расходов воды;
п) определение типа руслового процесса, тенденции его развития и интенсивности деформаций русла и поймы;
р) совмещенные планы деформаций русла и (или) берегов, выполненные за период, с интервалом между съемками от пяти до семи лет и более, при необходимости, при скорости планового смещения русла более 2 м/год;
с) определение гранулометрического состава характерных проб донных и береговых отложений;
т) составление рекомендаций по приведению перехода в исправное состояние;
у) определение технического состояния русловых и береговых участков, берегоукрепления, обваловок запорной арматуры, КПП СОД, наличие и состояние информационных знаков, наличие и состояние постоянных геодезических знаков (реперов), наличие и размеры оголений и провисов трубопровода;
ф) составление технического отчета по обследованию.
6. При проведении нивелировки ВПМТ через водные преграды рекомендуется выполнять следующие виды полевых работ:
а) организация временного водомерного поста и наблюдение за уровнем воды на водомерном посту в период обследования русловой части ПМТ;
б) отдельные измерения скоростей течения;
в) топографическая съемка текущих изменений береговых и пойменных участков перехода. Топографическая съемка текущих изменений выполняется в масштабе ранее выполненной съемки при последнем обследовании ПМТ;
г) определение ПВП трубопровода на пойменных участках с выявлением участков заглубления трубопровода с отклонениями от нормативных показателей. Определение глубины залегания трубопровода на пойменных участках производится в точках, расположенных друг от друга на расстоянии не более 10 м в масштабе топографической съемки М 1:500;
д) нивелировка конструкций ПМТ, определение действительных основных геометрических размеров ПМТ: длины пролета перехода L, стрелы прогиба трубопровода f (рисунок 1);
е) определение состояния береговых участков на предмет наличия и развития процессов эрозии: размывов берегов, оврагов, промоин, оползней на береговых склонах и склонах долины, наличия провалов и пучения грунта, состояния и надежности берегоукрепления;
ж) определение состояния опор ВПМТ, пунктов планово-высотной геодезической основы, состояния информационных и опознавательных знаков, указателей маркерных пунктов и оборудование ВПМТ;
и) определение отклонений действительных положений элементов конструкций воздушных переходов от нормативных (проектных) значений;
к) камеральная обработка результатов полевых работ нивелировки, выпуск технического отчета.
7. При проведении нивелировки ВПМТ через водные преграды рекомендуется выполнять следующие виды камеральных работ:
а) сбор и анализ имеющихся материалов нивелировки прошлых лет (не менее последних 3 лет);
б) обработка результатов нивелирования, определение планово-высотных деформаций;
в) составление схемы ВПМТ с указанием расположения и координат контролируемых точек (при необходимости);
г) разработка рекомендаций по приведению ВПМТ в нормативное состояние;
д) нанесение на топографический план текущих изменений в коридоре трассы ВПМТ;
е) составление профиля ВПМТ и нанесение на него оборудования ВПМТ, номеров трубных секций, указателей береговых маркерных пунктов ВТД, ППРР по материалам последнего обследования, линий дна предыдущих трех обследований с указанием даты обследования и исполнителя, максимальных уровней воды 1 %, 5 % и 10 % обеспеченности (по данным последнего обследования), дефектов с предельным сроком эксплуатации менее 8 лет от даты проведения обследования, выявленных ВТД;
ж) составление технического отчета.
8. При обследовании ВПМТ через водные преграды рекомендуется выполнять следующие виды полевых работ:
а) определение состояния пунктов планово-высотной геодезической основы, состояния информационных и опознавательных знаков, указателей маркерных пунктов, оборудования и защитных сооружений ВПМТ;
б) определение состояния береговых участков на предмет наличия и развития процессов эрозии: размывов берегов, оврагов, промоин, оползней на береговых склонах и склонах долины, наличия провалов и пучения грунта, состояния берегоукрепления;
в) определение состояния опор ВПМТ;
г) топографическая съемка пойменных участков в границах обследования. Топографическая съемка береговых (пойменных) участков в пределах границ охранной зоны ВПМТ выполняется в масштабе гидрографической съемки водотока (водоема);
д) гидрографическая съемка дна водотока (водоема). Гидрографическая съемка дна водотока (водоема) выполняется в масштабе М 1:500;
е) гидрологические измерения параметров водотока:
1) определение уклонов водной поверхности (в период открытого русла);
2) измерения скоростей и направления течения воды (поверхностных и по горизонтам в зависимости от ширины и глубины водотока) и вычисление расхода воды;
ж) изучение грунтов дна и берегов русла (при подмывах и обрушениях) с отбором донных и береговых проб;
и) гидроморфометрические исследования русла и поймы;
к) определение преобладающего типа руслового процесса, деформаций дна и берегов;
л) обследование и/или сбор исходных данных о гидротехнических сооружениях, оказывающих влияние на гидрологический режим водотока на участке ПМТ;
м) технический контроль (ВИК) надземной части трубопровода, мест входа-выхода, несущих конструкций, опор;
н) приборное обследование технического состояния несущих конструкций ПМТ;
п) определение ПВП подземного участка трубопровода на пойменных участках с выявлением участков заглубления трубопровода с отклонениями от нормативных показателей. Определение глубины залегания трубопровода на пойменных участках производится в точках, расположенных на расстоянии друг от друга не более 10 м в масштабе топографической съемки М 1:500;
р) нивелировка конструкций ПМТ, определение действительных основных геометрических размеров ПМТ;
с) водолазное обследование подводных частей несущих конструкций, опор, берегоукрепления;
т) камеральная обработка результатов полевых работ.
9. При обследовании ВПМТ через водные преграды рекомендуется выполнять следующие виды камеральных работ:
а) сбор и анализ имеющихся материалов нивелировки и обследований прошлых лет;
б) составление топографического плана, нанесение трассы МТ, оборудования ВПМТ, промерных точек, указателей маркерных пунктов ВТД, информационно-предупреждающими знаками и дополнительным оборудованием ВПМТ с указанием начала пикетажа, исходных реперов, водоохранной зоны;
в) составление профиля ПМТ с нанесением на него проектного и фактического положения трубопровода, номеров трубных секций, пикетажа указателей береговых маркерных пунктов ВТД, линий дна предыдущих трех обследований с указанием даты обследования и исполнителя, уровни воды 1 %, 5 % и 10 % обеспеченности, дефектов с предельным сроком эксплуатации менее восьми лет от даты проведения обследования, выявленных ВТД;
г) анализ данных обследования несущих конструкций; расчет и анализ их напряженного состояния; построение эпюры напряжения;
д) разработка рекомендаций по приведению ВПМТ в нормативное состояние;
е) определение технического состояния русловых и береговых участков, берегоукрепления, защитных сооружений, наличие и состояние информационных знаков, наличие и состояние постоянных геодезических знаков (реперов), наличие и размеры оголений и провисов трубопровода;
ж) составление технического отчета.
Схемы воздушных переходов и основные контролируемые геометрические параметры приведены на рисунке 1.
Рисунок 1. Схемы воздушных переходов и основные
контролируемые
геометрические параметры
а) балочный переход; б) арочный переход; в) подвесной
(вантовый)
переход, L - длина пролета, f - стрела прогиба
Контролируемые точки и допускаемые отклонения действительных положений элементов конструкций ВПМТ от значений, зафиксированных в исполнительной документации, указывают в паспорте ВПМТ.
Места расположения контролируемых точек на элементах конструкции рекомендуется маркировать с внесением их в технологическую схему ВПМТ, где указывается расположение и координаты маркеров контролируемых точек.
10. При контрольном обследовании ППМТ рекомендуется проводить следующие виды работ:
а) строительство ППМТ или его участка с заменой трубы траншейным методом;
б) капитальный ремонт ППМТ методом подбивки, засыпки;
в) выборочный ремонт дефектов на МТ в русловой части ППМТ.
11. Этапы и виды работ, рекомендуемые при проведении контрольного обследования при строительстве ППМТ через водную преграду.
11.1. Первый этап: до начала земляных работ в русле контролируются отметки земли, дна водоема для уточнения объемов необходимых земляных работ на соответствие проектным данным. При производстве первого этапа выполняются следующие виды полевых работ:
а) топографическая съемка участка планируемой замены трубы шириной 50 м (по 25 м от оси трубопровода) и по 25 м за границы участка по длине в масштабе гидрографической съемки;
б) организация временного поста и наблюдения на водомерном посту на период выполнения гидрографической съемки русловой части ППМТ;
в) гидрографическая съемка русловой части ППМТ в границах, согласно таблице 5 в масштабах: М 1:500 для рек шириной до 300 м; М 1:1000 для рек шириной от 300 до 1000 м; М 1:2000 для рек шириной более 1000 м.
При производстве первого этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
а) составление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой участка;
б) составление продольного профиля по оси трассы проектируемого трубопровода;
в) оформление промежуточных отчетных материалов (план, профиль, акт, ведомость).
11.2. Второй этап: перед укладкой трубы контролируется соответствие фактических отметок дна траншеи и ее геометрии (ширина по дну, заложение откосов) требованиям проектной документации.
При производстве второго этапа выполняются следующие виды полевых работ:
а) наблюдения на водомерном посту на период выполнения гидрографической съемки;
б) гидрографическая съемка разработанной траншеи, в масштабах: М 1:500 для рек шириной до 300 м; М 1:1000 для рек шириной от 300 до 1000 м; М 1:2000 для рек шириной более 1000 м;
в) гидролокационная съемка траншеи;
г) водолазное обследование (при необходимости).
При производстве второго этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
а) составление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой участка;
б) составление продольного профиля по оси разработанной траншеи;
в) составление поперечных профилей разработанной траншеи;
г) оформление промежуточных отчетных материалов (план, профиль, акт, ведомость).
11.3. Третий этап: после протаскивания (укладки) дюкера контролируется соответствие фактических отметок верхней образующей трубы, уложенной в траншею, проектным отметкам, состояние футеровки и балластировки.
При производстве третьего этапа выполняются следующие виды полевых работ:
а) наблюдения на водомерном посту на период выполнения промерных работ;
б) промеры глубин до верхней образующей трубы уложенного трубопровода. Определение глубины залегания трубопровода в интервале от 2 до 5 м, от 5 до 10 м и от 10 до 20 м при масштабах топографической съемки М 1:500, М 1:1000 и М 1:2000 соответственно;
в) плановая и высотная привязка точек определения глубин залегания трубопровода в русле реки;
г) гидролокационная съемка траншеи с уложенным трубопроводом;
д) водолазное обследование трубопровода на предмет соответствия состояния футеровки и балластировки трубопровода требованиям проектной документации (при необходимости).
При производстве третьего этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
а) составление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой участка;
б) составление продольного профиля по оси уложенного трубопровода;
в) составление поперечных профилей траншеи с уложенным трубопроводом;
г) оформление промежуточных отчетных материалов (план, профиль, акт, ведомость).
11.4. Четвертый этап: после засыпки траншеи и проведения берегоукрепительных работ подводной части контролируется соответствие фактических отметок дна проектным отметкам, соответствие объемов и качества работ по берегоукреплению подводной части требованиям проектной документации.
При производстве четвертого этапа выполняются следующие виды полевых работ:
а) гидрографическая съемка руслового участка;
б) наблюдения на водомерном посту на период выполнения гидрографической съемки русловой части ППМТ;
в) гидрографическая съемка русловой части подводного перехода с уложенным и засыпанным трубопроводом, в масштабах: М 1:500 для рек шириной до 300 м; М 1:1000 для рек шириной от 300 до 1000 м; М 1:2000 для рек шириной более 1000 м.
При производстве четвертого этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
а) оформление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой, с уложенным и засыпанным трубопроводом на участке работ и участка проведения берегоукрепительных работ подводной части;
б) оформление продольного профиля по оси уложенного и засыпанного трубопровода;
в) 3D-визуализация русловой части ППМТ в двух проекциях (по оси трубопровода и по направлению течения водотока);
г) оформление окончательного отчета.
12. Этапы и виды работ, рекомендуемые при проведении контрольного обследования при капитальном ремонте ППМТ методом подбивки, засыпки.
12.1. Первый этап: до начала земляных работ в русле контролируются отметки трубопровода, земли, дна водоема в месте проведения работ для уточнения объемов земляных работ на соответствие проектным данным.
При производстве первого этапа выполняются следующие виды полевых работ:
а) организация временного водомерного поста и наблюдения на водомерном посту на период выполнения гидрографической съемки русловой части подводного перехода;
б) гидрографическая съемка русловой части ППМТ в границах, согласно таблице 5, в масштабах: М 1:500 для рек шириной до 300 м; М 1:1000 для рек шириной от 300 до 1000 м; М 1:2000 для рек шириной более 1000 м.
При производстве первого этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
а) составление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой на участке работ;
б) составление продольного профиля по оси трассы ремонтируемого трубопровод;
в) составление промежуточных отчетных материалов.
12.2. Второй этап: после укладки (отсыпки) банкетной призмы контролируется соответствие уложенной (отсыпанной) призмы требованиям проектной документации (при выполнении подбивки провисающего участка трубопровода).
При производстве второго этапа выполняются следующие виды полевых работ:
а) наблюдения на водомерном посту на период выполнения гидрографической съемки;
б) гидрографическая съемка уложенной (отсыпанной) призмы в масштабе М 1:500;
в) водолазное обследование.
При производстве второго этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
а) составление топографического плана руслового участка;
б) составление продольного профиля по оси уложенной (отсыпанной) призмы;
в) составление промежуточных отчетных материалов.
12.3. Третий этап: после засыпки трубопровода и проведения берегоукрепительных работ подводной части контролируются отметки дна водоема и соответствие требованиям проектной документации толщины защитного слоя над верхней образующей трубы.
При производстве третьего этапа выполняются следующие виды полевых работ:
а) наблюдения на водомерном посту на период выполнения гидрографической съемки русловой части ППМТ;
б) гидрографическая съемка русловой части участка ППМТ с засыпанным трубопроводом, в масштабах: М 1:500 для рек шириной до 300 м; М 1:1000 для рек шириной от 300 до 1000 м; М 1:2000 для рек шириной более 1000 м.
При производстве третьего этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
а) составление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой с засыпанным трубопроводом на участке работ и участка проведения берегоукрепительных работ подводной части;
б) составление продольного профиля по оси засыпанного трубопровода;
в) составление окончательного отчета.
13. Этапы и виды работ, рекомендуемые при проведении контрольного обследования при выборочном ремонте дефектов на МТ в русловой части ПМТ.
13.1. Первый этап: до начала земляных работ в русле контролируются отметки трубопровода, дна водоема в месте проведения работ для уточнения объемов планируемых земляных работ на соответствие проектным данным.
При производстве первого этапа выполняются следующие виды полевых работ:
а) топографическая съемка ремонтируемого участка трубопровода шириной 50 м (по 25 м от оси трубопровода) и по 25 м за границы участка по длине, в масштабе гидрографической съемки;
б) организация временного поста и наблюдения на водомерном посту на период выполнения гидрографической съемки русловой части ППМТ;
в) гидрографическая съемка русловой части ППМТ в масштабе М 1:500.
При производстве первого этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
а) составление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой на участке работ;
б) составление продольного профиля по оси трассы ремонтируемого трубопровода;
в) оформление промежуточных отчетных материалов (план, профиль, акт, ведомость).
13.2. Второй этап: после разработки ремонтного котлована контролируются геометрические размеры котлована на соответствие проектным данным.
При производстве второго этапа выполняются следующие виды полевых работ:
- наблюдения на водомерном посту на период выполнения гидрографической съемки;
- гидрографическая съемка разработанного котлована в масштабе М 1:500;
- водолазное обследование.
При производстве второго этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
- составление продольного профиля по оси трубопровода;
- составление профилей поперечных сечений котлована;
- оформление промежуточных отчетных материалов (план, профиль, акт, ведомость).
13.3. Третий этап: после засыпки котлована и проведения дноукрепительных работ контролируются отметки дна водоема и соответствие требованиям проекта толщины защитного слоя над верхней образующей трубы.
При производстве третьего этапа выполняются следующие виды полевых работ:
а) наблюдения на водомерном посту на период выполнения гидрографической съемки русловой части подводного перехода;
б) гидрографическая съемка русловой части зоны ремонта ППМТ с засыпанным трубопроводом в масштабе М 1:500.
При производстве третьего этапа выполняются следующие виды камеральных работ:
а) оформление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой с засыпанным трубопроводом на участке работ и участка проведения дноукрепительных работ;
б) оформление продольного профиля по оси засыпанного трубопровода;
в) оформление окончательного отчета.
14. Рекомендуемые периодичность и продолжительность проведения обследований ПМТ.
Периодичность проведения обследований ПМТ через водные преграды устанавливается в соответствии с таблицей 1 и таблицей 2, в зависимости от ширины водной преграды в межень, судоходности и способа строительства ПМТ. Если при строительстве, замене или ремонте ПМТ производились земляные работы в русле, первичное обследование выполняется в объеме полного обследования в период не ранее, чем через один год, но не позднее чем через два года после ввода ПМТ в эксплуатацию.
Периодичность проведения обследования ППМТ через водные преграды
Характеристика ППМТ |
Периодичность обследования |
||
Характер русловых процессов |
При отсутствии отклонений ПВП трубопровода от нормативного состояния по данным обследования |
При наличии отклонений ПВП трубопровода от нормативного состояния по данным обследования |
|
Переходы МТ, построенные способом траншейной укладки, ННБ и микротоннелирования |
Интенсивный |
1 раз в 2 года |
Ежегодно |
Умеренный |
1 раз в 4 года |
1 раз в 2 года, но не более срока, назначенного ОТС по анализу русловых процессов и планово-высотного положения трубопровода |
|
Стабильный |
1 раз в 6 лет |
1 раз в 3 года, но не более срока, назначенного ОТС по анализу русловых процессов и планово-высотного положения трубопровода |
|
Переходы МТ через малые водотоки |
1 раз в 6 лет |
1 раз в 3 года |
|
Переходы МТ, выведенные из эксплуатации (консервация) |
1 раз в 6 лет и перед вводом в эксплуатацию |
||
Обследование проводится в указанный период, но не позднее, чем за 6 месяцев до окончания срока безопасной эксплуатации. Срок безопасной эксплуатации назначается по ОТС. Характер русловых процессов определяется по следующим значениям. интенсивный - Ср > 2, или Ам > 2, или Вм > 1,5; умеренный - 0,5 ≤ Ср ≤ 2, или 1 < Ам ≤ 2, или 0,5 ≤ Вм ≤ 1,5; стабильный - Ср < 0,5, Ам ≤ 1, Вм < 0,5, где Ср - скорость планового смещения русла реки, м/год. Ам - амплитуда отметок дна русла реки в пределах исследуемого участка, м. Вм - высота подвижных микроформ, м. |
Периодичность проведения обследования ВПМТ через водные преграды
Воздушные переходы МТ через водные преграды |
Периодичность обследования (нивелировки) |
|
Нивелировка |
Обследование |
|
Ежегодно* |
1 раз в 3 года, но не позднее 6 месяцев до окончания срока безопасной эксплуатации по результатам анализа технического состояния надземной части трубопровода, несущих конструкций, опор |
|
Воздушные переходы МТ через малые водотоки |
Ежегодно** |
1 раз в 5 лет |
____________ * За исключением года проведения обследования ВПМТ. ** Проводится силами эксплуатирующей организации. |
Продолжительность выполнения обследования ППМТ через водную преграду зависит от ширины водной преграды в межень, от вида обследования, объемов работ и приведена в таблице 3.
Таблица 3
Продолжительность выполнения обследования ППМТ через водные преграды
Категория обследования |
Продолжительность выполнения обследования (в рабочих днях) в зависимости от ширины водной преграды в межень, м |
|||||||
От 10 до 30 |
От 30 до 100 |
От 100 до 200 |
От 200 до 500 |
От 500 до 1000 |
От 1000 до 2000 |
От 2000 до 3000 |
Более 3000 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Обследование перехода МТ через водную преграду |
2 |
3 |
5 |
8 |
10 |
12 |
15 |
18 |
Обследование перехода МТ через малый водоток |
1 |
2 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
Примечания 1 На каждую дополнительно обследуемую нитку время работ увеличивается на 15 %. 2 При выполнении топографической съемки время работ увеличивается из расчета 2 дня на 1 км пойменных участков. 3 При выполнении работ по определению планово-высотного положения КПП СОД, задвижек основной и резервной ниток и перемычки время работ увеличивается из расчета 0,5 дня на каждую площадку КПП СОД с запорной арматурой. |
15. Продолжительность выполнения обследования ВПМТ через водную преграду зависит от ширины водной преграды в межень, от вида обследования, объемов работ и приведена в таблице 4.
Таблица 4
Продолжительность выполнения обследования ВПМТ через водные преграды
Категория обследования |
Продолжительность выполнения обследования (в рабочих днях) в зависимости от ширины водной преграды в межень, м |
|||||
До 10 |
От 10 до 20 |
От 20 до 50 |
От 50 до 100 |
От 100 до 200 |
Более 200 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
Нивелирование |
1 |
2 |
4 |
6 |
8 |
10 |
Обследование |
2 |
4 |
6 |
8 |
10 |
13 |
Примечание - При выполнении работ по обследованию имеющихся опор воздушного перехода время работ увеличивается из расчета 1 день на одну опору. |
16. Границы обследования ППМТ через водную преграду принимается в соответствии с таблицей 5 и рисунками 2 - 5.
Границы обследования ППМТ через водные преграды
Вид обследования ППМТ |
Русловая часть |
Береговая часть |
|
выше створа перехода |
ниже створа перехода |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
Периодическое обследование ППМТ через водную преграду |
100 м |
100 м |
Ширина полосы обследования - береговая полоса шириной 25 м в пределах охранной зоны. Полоса шириной 25 м от оси крайних ниток ППМТ в границах ППМТ, включая КПП СОД резервных ниток |
Обследование ППМТ через малый водоток |
25 м |
25 м |
Полоса шириной 25 м от оси крайних ниток ППМТ через малый водоток в границах по 100 м выше и ниже по течению продукта в МТ от уреза воды |
Примечание: 1 Для перехода, входящего в состав комплексного,
границами обследования
являются указатели границ перехода, установленные в соответствии с требованиями
НД.
2 Рп - реперные знаки.
Рисунок
2. Границы обследования основной нитки однониточного ППМТ,
не оборудованного запорной арматурой
Рисунок 3. Границы обследования основной нитки
однониточного
ППМТ, оборудованного запорной арматурой
Рисунок 4. Границы обследования основной и резервной
ниток многониточного ППМТ
Рисунок 5. Границы обследования основной и резервной
ниток
многониточного ППМТ (резервная нитка оборудована КПП СОД)
17. Границы проведения обследования ВПМТ через водные преграды:
полоса шириной 50 м (по 25 м от оси нитки в обе стороны);
длина полосы обследования - в границах перехода (длина надземной части и участки подземной части по 50 м от мест выхода трубопровода из земли).
18. Состав, объемы и периодичность работ по обследованию, обслуживанию и ремонту ППМТ, выведенных из эксплуатации, приведены в таблице 6.
Таблица 6
Состав,
объемы и периодичность работ на ППМТ,
выведенных из эксплуатации
Вид перехода |
Состав работ |
Периодичность выполнения работ |
1 |
2 |
3 |
Подводные переходы |
Осмотр береговых и пойменных участков переходов трубопроводов через водные преграды, а также русловой части переходов, не требующих водолазного осмотра |
Один раз в месяц |
Частичное обследование с промером глубины дна в створе переходов |
В соответствии с таблицей 1 |
|
Осмотр и восстановление предупреждающих знаков и сигнальных устройств на переходах через судоходные реки |
Один раз в месяц |
|
Ликвидация обнаруженных оголенных участков |
По необходимости |
|
Проверка состояния откосов и укрепления берегов |
Один раз в два года |
|
Воздушные переходы |
Осмотр состояния ВПМТ, береговых и промежуточных опор, креплений трубопровода к опорам, ограждений, водоотливных канав |
Один раз в месяц |
Осмотр и ликвидация размывов, планировка откосов берегов, исправление береговых укреплений |
Один раз в год |
|
Очистка от снега и льда водоотводных канав |
По необходимости |
|
Осмотр и ремонт, окраска ограждений, предупреждающих знаков, восстановление надписей |
Один раз в год |
19. По результатам обследований ПМТ через водную преграду рекомендуется составлять первичную и окончательную отчетную документацию.
Первичная документация:
а) при проведении частичного или полного обследования ПМТ через водную преграду:
1) акт обследования ППМТ;
2) акт обследования (нивелировки) воздушного перехода МТ через водную преграду;
б) при проведении контрольного обследования ПМТ через водную преграду:
1) акт гидрографической съемки и водолазного обследования в створе ППМТ (до начала земляных работ в русле);
2) акт гидрографической съемки и водолазного обследования (готовой подводной траншеи);
3) акт гидрографической съемки и водолазного обследования в створе ППМТ (после укладки трубопровода);
4) акт гидрографической съемки и водолазного обследования в створе ППМТ после укладки и замыва трубопровода;
в) при проведении нивелировки КПП СОД - акт проведения контроля геодезических отметок и нивелировки оси КПП СОД.
Окончательная документация - технический отчет по ПМТ через водную преграду с приложениями (в бумажном и электронном виде).
Технический отчет составляется и утверждается организацией, проводившей обследование, и согласовывается с организацией, выполняющей функции генеральной подрядной организации.
Технический отчет по результатам обследования состоит из текстовой и графической частей (картографические материалы, профили, фотографии).
Текстовая часть отчета содержит:
а) месторасположение ПМТ, название водоема, дату проведения и объем выполненных работ по обследованию;
б) наименование организации, выполнившей обследование ПМТ, фамилии и должности исполнителей;
в) перечень нормативных документов, на основании которых проводилось обследование перехода МТ;
г) перечень используемого оборудования, приборов и инструмента со сроками метрологической аттестации;
д) краткую техническую характеристику ПМТ, данные о проведенных ремонтных работах, данные трех предыдущих обследований;
е) состав, объем и методы производства работ при выполнении обследований (нивелировки);
ж) гидрометеорологическая характеристика и планово-высотные деформации русла (при периодическом полном обследовании):
1) физико-географическая характеристика района ПМТ;
2) метеорологическая характеристика района ПМТ;
3) гидрологическая характеристика реки;
4) гидрологические работы и измерения на участке;
5) расчетные гидрологические характеристики;
6) русловые процессы и планово-высотные деформации русла.
Техническое состояние обследованного ППМТ по результатам периодического полного и частичного обследования:
а) техническое состояние русловых и береговых участков, берегоукрепления;
б) наличие и состояние информационных знаков;
в) наличие и состояние постоянных геодезических знаков (реперов);
г) наличие и размеры участков с недозаглублением, оголений и провисов трубопровода;
д) состояние защитных обваловок запорной арматуры, КПП СОД:
1) анализ данных нивелировки, расчет и анализ напряженного состояния трубопровода (для воздушного перехода);
2) анализ данных обследования несущих конструкций; расчет и анализ их напряженного состояния (для воздушного перехода);
3) рекомендации по приведению технического состояния ПМТ через водную преграду в нормативное состояние.
к
Руководству по безопасности «Техническое диагностирование
трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
от 2 августа 2018 г. № 330
Размеры знака - 200×400 мм.
Цвет фона знака - белый.
Цвет каймы знака - черный, толщина каймы - 10 мм, расстояние от края знака до края каймы - 5 мм.
Цвет надписей «ОПАСНО - ВЫСОКОЕ ДАВЛЕНИЕ ВОЗДУХА!» и «ОПАСНО - ВЫСОКОЕ ДАВЛЕНИЕ ВОДЫ!» - красный, размер шрифта - на 25 % больше, чем надпись черного цвета.
Цвет надписи «Испытания!» - черный.
Цвет знака в соответствии с «ГОСТ 12.4.026-2015 Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная», утвержденным приказом Росстандарта от 10 июня 2016 г. № 614-ст, длина стороны треугольника 150 мм.
к
Руководству по безопасности «Техническое диагностирование
трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
от 2 августа 2018 г. № 330
Форма акта на обозначение оборудования и открытых
участков
трубопровода перед проведением испытаний
АКТ
«___» ____________ 20____ г.
составлен акт на установку предупреждающих знаков, вешек, сигнальной ленты на участках/участке трубопровода ____________________ с ______ км по ________ км (ПК __________ по ПК __________):
Открытые участки трубопровода полностью обозначены, трубопровод готов к проведению испытаний. Приложение: Ситуационный план с обозначением мест установки предупреждающих знаков, вешек с указанием строительного пикета и километра трассы, сигнальной ленты на участке трубопровода _________________ с ______ км по ______ км (ПК ________ по ПК _________).
|
АКТ
(оборотная сторона) Сведения
о ежедневной проверке на обозначение оборудования
|
к Руководству по безопасности «Техническое диагностирование
трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
от 2 августа 2018 г. № 330
Основные рекомендации к выполнению шурфов
1. До начала работ по рытью шурфов трассу трубопровода обозначают на местности вешками («провешена») на всей длине шурфа. Одновременно обозначают все другие коммуникации, проходящие параллельно, включая параллельные (резервные) нитки трубопровода, или пересекающие трубопровод в месте рытья шурфа, а также в зоне работы землеройных механизмов или стоянки техники.
2. Рытье шурфа производится по наряду-допуску в присутствии назначенного приказом лица (представителя эксплуатирующей организации), несущего ответственность за правильность определения местоположения трубопроводов и других коммуникаций.
3. Рытье механизированным способом (экскаватор, бульдозер) производится на расстоянии не менее 0,5 м от боковой образующей трубы МТ при условии отсутствия утечек нефти (нефтепродуктов). В случае наличия утечек рытье шурфа производится вручную без применения ударных инструментов (кирка, лом, кувалда) или с применением искробезопасного инструмента.
4. Доработку грунта на расстоянии 0,2 м от трубопровода до его поверхности рекомендуется производить только вручную без применения ударных инструментов во избежание повреждения трубы.
5. Глубина шурфа определяется его назначением: шурфы, предназначенные для выполнения работ по ДДК, отрывают до необходимой для выполнения работ глубины (место обнаружения дефектов - на верхней, боковой или нижней образующей).
6. Рекомендуется вести ремонтные (подварку, вышлифовку) работы или работы по дефектоскопии на нижней образующей трубопровода. Изоляционные работы или ремонт с применением ПКМ рекомендуется вести при глубине шурфа не менее чем на 0,5 м ниже нижней образующей трубопровода.
7. При любой глубине шурф оборудуется двумя выходами в противоположные стороны. Выходы оснащаются инвентарными приставными лестницами шириной не менее 75 см и длиной не менее 1,25 глубины котлована, из расчета по две лестницы на каждую сторону торца котлована.
8. Крутизну откосов шурфа выполняют в зависимости от структуры и вида грунта для исключения опасности обрушения грунта. В случае если подобная опасность имеет место, рекомендуется укрепление стенок шурфа инвентарными щитами, шпунтовой доской или иными средствами, предохраняющими от обрушения грунта.
9. При рытье шурфа в обводненной местности или в местности с высоким уровнем грунтовых вод в шурфе предусматривается водоотвод (приямок, из которого механической помпой или вручную ведется постоянная или по мере его наполнения откачка воды).
10. После выравнивания дна шурфа рекомендуется обустраивать настил, обеспечивающий защиту от влаги и возможность свободно передвигаться.
11. Рекомендуется (для защиты от осадков, прямых солнечных лучей или пыли) защищать шурф палаткой или тентом.
12. Шурф ограждается по всему периметру. Ограждение изготавливается из ярких, хорошо заметных элементов. В ночное время на ограждении устанавливаются предупредительные сигнальные фонари. Сигнальное освещение ограждения шурфов рекомендуется обеспечивать в населенных пунктах, а также в других местах возможного нахождения людей.
13. Снятие ограждения рекомендуется производить после полной засыпки шурфа и восстановления защитного валика над трубопроводом или выполнения рекультивации в полном объеме.
к
Руководству по безопасности «Техническое диагностирование
трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
от 2 августа 2018 г. № 330
Рекомендуемые формы актов при проведении технического
диагностирования трубопровода
1. Форма акта на очистку полости трубопровода
Акт № __________ на очистку полости трубопровода от «___» ________ 20___ г. Мы, нижеподписавшиеся представители Заказчика, Подрядчика и Органа строительного контроля, составили настоящий акт о том, что «___» __________ ____г. произведена ____ кратная очистка полости трубопровода, диаметром _______ мм на участке от км/ПК _________ до км/ПК __________ общей протяженностью ________ м. Очистка выполнена в соответствии с требованиями СП 86.13330.2014, проектной документации, специальной инструкции, согласованной и утвержденной «___» ____________ 20__ г. в установленном порядке способом _________________________ ___________________________________________________________________________ промывки, вытеснения загрязнения в потоке жидкости, вид рабочей среды - вода с пропуском _______________________________ в количестве ______ шт. указать тип очистного устройства Дата и время запуска каждого ОУ «__» _____ 20___ г. ___ ч ____ мин. Дата и время приема каждого ОУ «__» _____ 20___ г. ___ ч ____мин. Состояние каждого принятого ОУ _____________ (повреждено, %). Скорость пропуска каждого ОУ _____________ (км/ч). Очистка внутренней полости трубопровода производилась до выхода всех запасованных ОУ и чистой воды. Наличие сужений более 85 % _____________ (нет/да). Последнее ОУ принесло _____ электродов. Заключение ______________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ указать результаты приемки очистки полости трубопровода, какие последующие работы разрешается производить От Подрядчика ___________________________________________________________ подпись, расшифровка подписи, дата От Заказчика _____________________________________________________________ подпись, расшифровка подписи, дата От Органа строительного контроля __________________________________________ ___________________________________________________________________________ подпись, расшифровка подписи, дата |
2. Форма акта приема профилемера
Акт № _________ приема профилемера Договор № _________________________ Заказчик ___________________________ Трубопровод _______________________ Участок ___________________________ Диаметр ___________________________ Тип снаряда _______________________ Дата ______________________________ Мы, нижеподписавшиеся представители Заказчика и Исполнителя внутритрубного диагностирования, составили настоящий акт о том, что на вышеуказанном участке трубопровода был произведен пропуск внутритрубного профилемера. Прием профилемера производился в присутствии обеих сторон и показал следующее: дата и время приема профилемера __________________________________________; наличие посторонних звуков при входе в приемную камеру _____________________ __________________________________________________________________________; дата и время выемки снаряда ______________________________________________; транспортно-запасовочное устройство соединено контактным проводом с приемной камерой при закрытом затворе; количество грунта, поступившего вместе с профилемером, литров: ____; состояние профилемера: механические повреждения корпуса _________________________________________ состояние манжет _________________________________________________________ состояние измерительной системы __________________________________________ состояние одометрической системы _________________________________________ целостность соединительных кабелей ________________________________________ скорость движения профилемера составила ______________________________ км/ч (_____ м/с), что соответствует/не соответствует требованиям (нужное подчеркнуть) __________________________________________________________________________; обозначение настоящего документа дополнительная информация _______________________________________________ От Подрядчика ___________________________________________________________ подпись, расшифровка подписи, дата От Заказчика ___________________________________________________________ подпись, расшифровка подписи, дата От Исполнителя профилеметрии ____________________________________________ ___________________________________________________________________________ подпись, расшифровка подписи, дата От Органа строительного контроля __________________________________________ ___________________________________________________________________________ подпись, расшифровка подписи, дата |
3. Форма акта оценки качества пропуска диагностического оборудования
Акт № _________ оценки качества пропуска профилемера/дефектоскопа (ненужное зачеркнуть) Договор № _______________________________________________________________ Трубопровод _____________________________________________________________ Участок _________________________________________________________________ Диаметр _________________________________________________________________ Тип снаряда ______________________________________________________________ Дата ____________________________________________________________________ В результате предварительной обработки данных, полученных после пропуска профилемера/дефектоскопа, имеется следующая информация: дистанция по одометру (суммарному) ________________________________________ количество пропущенных маркеров (по результатам сопровождения) _____________ наличие сбоев при перезаписи ______________________________________________ количество участков с остановками прибора __________________________________ количество участков с превышением скорости движения ________________________ протяженность участков с превышением скорости движения ____________________ Выводы Полученная в результате пропуска профилемера/дефектоскопа информация соответствует/не соответствует требованиям Технического задания к качеству проведения работ по диагностированию на трубопроводах. Данный участок трубопровода считается обследованным. От Подрядчика ___________________________________________________________ подпись, расшифровка подписи, дата От Заказчика _____________________________________________________________ подпись, расшифровка подписи, дата От Органа строительного контроля __________________________________________ ___________________________________________________________________________ подпись, расшифровка подписи, дата |
4. Форма Акта о проведении ДДК
|
УТВЕРЖДАЮ Главный инженер ЭО __________________ (фамилия, имя, отчество) «___» ______________ 20__ г. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Акт
дефекта № __________, отчет № _____________ Заказчик (ЭО) ____________________ Дистанция по ВИП, м ______________________ РНУ (УМН) ______________________ Относит, дистанция., м _____________________ Трубопровод _____________________ Тип трубы ________________________________ Участок (км-км) __________________ Тип шва __________________________________ № секции _______________________ Диаметр, мм _______________________________ 1. Методы контроля: Метод НК (нормативный документ) (в т.ч. на наличие доп. ___________________________ дефектов) 2. Параметры дефекта № __________, обнаруженного ВИП
Состояние изоляционного покрытия на дефектном участке (повреждено/не повреждено). 3. Параметры дефектов, выявленных при ДДК дефектной зоны и не обнаруженных ВИП
4. Схема расположения всех выявленных дефектов в зоне контроля: 5. Приборы и инструменты, применяемые при контроле
ДДК провел Специалист НК ________________________________________________ ___________________________________________________________________________ фамилия, должность, место работы, подпись Удостоверение № ___________ от _________ Срок действия до __________ Выдано ___________________________________________________________________________ организация, выдавшая удостоверение «___» ________________ 20__ г. Специалист НК ___________________________________________________________ фамилия, должность, место работы, подпись Удостоверение № ___________ от _________ Срок действия до __________ Выдано ___________________________________________________________________________ организация, выдавшая удостоверение «___» ________________ 20__ г. Проведенный ДДК дефекта № ________________ соответствует требованиям НД и ТД Ответственный за производство работ _____________________________________________________ должность фамилия, инициалы подпись «____» _______________ 20__ г. Представитель организации, выполняющей диагностирование ____________________________________________ должность фамилия, инициалы подпись «____» _______________ 20__ г. Представитель ЭО, о ремонте дефекта № _______________________________ по результатам ДДК: ремонт требуется/не требуется _____________________________ должность фамилия, инициалы подпись «____» _______________ 20__ г.
|