GOST R 54907-2012

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

GOST R 54907−2012 Główny rurociągowy transport ropy naftowej i produktów naftowych. Techniczny wykrycie. Główne postanowienia

GOST R 54907−2012

NORMA KRAJOWA FEDERACJI ROSYJSKIEJ

Główny rurociągowy transport ropy naftowej i produktów naftowych

KONSERWACJA, DIAGNOZOWANIE

Główne postanowienia

Trunk pipelines for oil and oil products transportation. Technical diagnosis. Basic principles

OX 19.100

Data wprowadzenia 2012−10−01

Przedmowa

Cele i zasady normalizacji w Federacji Rosyjskiej nie jest ustawiony ustawą z dnia 27 grudnia 2002 r. nr 184-FZ «O technicznym regulacji», a zasady stosowania norm krajowych Federacji Rosyjskiej — GOST R 1.0−2004 «Standaryzacja w Federacji Rosyjskiej. Główne postanowienia"

Informacje o standardzie

1 ZAPROJEKTOWANY przez spółkę z ograniczoną odpowiedzialnością «Naukowo-badawczy instytut transportu ropy naftowej i produktów naftowych» (SP. z o. o. «INSTYTUT ТНН»), spółka akcyjna «Centrum diagnostyki technicznej» (JSC «ЦТД «Диаскан»)

2 WPISANY Подкомитетом PC 7 «Główny rurociągowy transport ropy naftowej i produktów naftowych» technicznego komitetu normalizacyjnego TK 23 «Technika i technologie wydobycia i przeróbki ropy naftowej i gazu"

3 ZATWIERDZONY I WPROWADZONY W życie Rozporządzenie Federalnej agencji ds. regulacji technicznej i metrologii od 24 maja 2012 r. N 75-st

4 W niniejszym standardzie uwzględniono podstawowe przepisy następujących międzynarodowych i amerykańskich krajowych standardów:

— ISO 13623:2009* «ropa Naftowa i gazowa przemysł. Systemu transportu rurociąg» (ISO 13623:2009 «Petroleum and natural gas industries — Pipeline transportation systems»);
________________
* Dostęp do międzynarodowych i zagranicznych dokumentów, o których mowa jest tu i dalej w tekście, można uzyskać klikając na link na stronę shop.cntd.ru. — Uwaga producenta bazy danych.

— ISO 15649:2001 «Przemysł naftowa i gazowa. System rur» (ISO 15649:2001 «Petroleum and natural gas industries. Piping»);

— API STD 2610 «Projektowanie, budowa, eksploatacja, obsługa i kontrola urządzeń terminalowych i zbiorników» (API STD 2610 «Design, construction, operation, maintenance and inspection of terminal & tank pokoju»);

— API STD 1163 «Wymagania dla systemów внутритрубного diagnozowania» (API STD 1163 «In-line inspection systems qualification standard»);

— ANSI/ASME W 31.4 «Systemu rurociągowego transportu ciekłych węglowodorów i innych płynów» (ANSI/ASME W 31.4 «Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids»).

5 W niniejszym standardzie uwzględnione wymagania:

— Ustawy z 21.07.1997 N 116-FZ «w SPRAWIE bezpieczeństwa przemysłowego niebezpiecznych obiektów produkcyjnych»;

— Ustawy z 21.12.1994 N 69-FZ «O ochronie przeciwpożarowej»;

— Ustawy z 27.12.2002 N 184-FZ «O technicznym regulacji»;

— Ustawy z 30.12.2009 N 384-ustawy federalnej «regulamin Techniczny o bezpieczeństwie budynków i budowli»;

— Regulaminu technicznego «O bezpieczeństwie urządzeń do pracy w przestrzeniach zagrożonych wybuchem», zatwierdzonego postanowieniem Rządu Federacji Rosyjskiej z dnia 24.02.2010 N 86;

— Regulaminu technicznego «O bezpieczeństwie maszyn i urządzeń", zatwierdzonego postanowieniem Rządu Federacji Rosyjskiej z dnia 15.09.2009 N 753

6 WPROWADZONY PO RAZ PIERWSZY


Informacja o zmianach do niniejszego standardu została opublikowana w roku również spoza publikowanej informacji o indeksie «Krajowe standardy», a tekst zmian i poprawek — co miesiąc emitowanych informacyjnych drogowskazami «Krajowe standardy». W przypadku rewizji (wymiany) lub odwołania niniejszego standardu powiadomienie zostanie opublikowany w miesiąc również spoza publikowanej informacji o indeksie «Krajowe standardy». Odpowiednia informacja, powiadomienie i teksty umieszczane są także w systemie informatycznym do wspólnego użytku — na oficjalnej stronie Federalnej agencji ds. regulacji technicznej i metrologii w sieci Internet

1 Zakres zastosowania

1.1 Niniejszy standard określa podstawowe przepisy dotyczące konserwacji i diagnozowania i obejmuje rurociągi części liniowej magistralnych rurociągów naftowych (нефтепродуктопроводов), ukończone w budowie, po przebudowie, remoncie, znajdujące się w eksploatacji, konserwacji i trybie treści w bezpiecznym stanie.

1.2 Niniejszy standard nie obejmuje:

— na rurociągi do gazu płynnego i ich mieszanin, niestabilnego benzyny i kondensatu ropy naftowej, gazu i innych płynnych węglowodorów z sprężystości nasyconych par w temperaturze 20 °C ponad 0,2 Mpa; rurociągi transportujące gazowe środowiska;

— magistralne rurociągi (нефтепродуктопроводы) z многофазным перекачиваемым produktu (ciecz z gazem);

— промысловые przewody.

Niniejszy standard jest przeznaczony do stosowania przez organizacje:

— którzy wykorzystują magistralne rurociągi (нефтепродуктопроводы);

— będącymi klientami przeprowadzenia diagnostyki technicznej;

— wykonujących czynności wykrycie magistralnych rurociągów naftowych (нефтепродуктопроводов);

— wykonują projektowanie, budowę, remont i przebudowę głównych rurociągów naftowych (нефтепродуктопроводов);

— prowadzącymi nadzór nad budową, kapitalnym remontem i odbudową magistralnych rurociągów naftowych (нефтепродуктопроводов);

— podczas szkolenia i sprawdzania wiedzy personelu wykonującego eksploatacji, budowa, remont, rekonstrukcja, konserwacja, diagnozowanie magistralnych rurociągów naftowych (нефтепродуктопроводов).

2 powołania Normatywne

W tym standardzie stosowane przepisy linki na następujące standardy:

GOST R 51164−98 Rurociągi stalowe trunk. Ogólne wymagania dotyczące ochrony przed korozją

GOST 2.501−88 Jednolity system dokumentacji projektowej. Zasady ewidencjonowania i przechowywania

GOST 9.602−2005 Jednolity system ochrony przed korozją i starzeniem. Budowle podziemne. Ogólne wymagania dotyczące ochrony przed korozją

GOST 14782−86 Kontroli nieniszczących. Połączenia spawane. Metody ultradźwiękowe

GOST 18442−80 Kontroli nieniszczących. Kapilarne techniki. Wymagania ogólne

GOST 20415−82 Kontroli nieniszczących. Metody akustyczne. Postanowienia ogólne

GOST 21105−87 Kontroli nieniszczących. Магнитопорошковый metoda

GOST 23479−79 Kontroli nieniszczących. Metody optycznego wyglądu. Wymagania ogólne

Uwaga — Podczas korzystania z niniejszym standardem wskazane jest, aby sprawdzić działanie odwołania standardów w systemie informatycznym do wspólnego użytku — na oficjalnej stronie Federalnej agencji ds. regulacji technicznej i metrologii w sieci Internet lub rocznie издаваемому dla wskaźnika «Krajowe standardy», który opublikowany został według stanu na dzień 1 stycznia bieżącego roku, i w odpowiednim miesięcznie издаваемым informacyjnych drogowskazy, opublikowanych w bieżącym roku. Jeśli referencyjny standard wymieniony (zmienione), podczas korzystania z niniejszym standardem należy kierować zastępujące (zmienionym) standardem. Jeśli referencyjny standard anulowane bez wymiany, to stan, w którym dana link do niego, stosuje się w zakresie nie wpływających na ten link.

3 Terminy i definicje

W tym standardzie zastosowano następujące terminy z odpowiednimi definicjami:

3.1 akustyczno-emisyjny kontrola: Rodzaj badań nieniszczących, oparty na analizie parametrów sprężystych fal promieniowanych przedmiotem kontroli.

3.2 weryfikacja: Dowód, na podstawie przedstawienia obiektywnych dowodów na to, że wymagania zostały spełnione.

3.3 wizualna i pomiarowa kontrola: Rodzaj badań nieniszczących, w którym pierwotne informacje postrzegane przez widzenia bezpośrednio lub za pomocą przyrządów optycznych, nie będących kontrolno-pomiarowymi (np. za pomocą lupy), a pomiary dokonywane są sposoby pomiarów wielkości geometrycznych.

3.4 внутритрубное wykrycie: Widok technicznego diagnozowania, składający się z kompleksu prac zapewniających uzyskiwanie informacji o defektach, spoin, funkcji rurociągów i ich lokalizacji, z wykorzystaniem внутритрубных kontroli urządzeń, w których realizowane są różne rodzaje badań nieniszczących, w celu identyfikacji na tej podstawie obecności i charakteru wad.

3.5 внутритрубный inspekcji urządzenie: Urządzenie, transportowa wewnątrz rurociągu przepływem перекачиваемого produktu, zaopatrzone w środki kontroli i rejestracji danych o defektach i funkcji ścianki rur, spoin i ich lokalizacji.

3.6 dodatkowe przewody: Ropociągi (нефтепродуктопроводы) drenaż i przecieków od agregatów pompowych, odwadniających filtrów-грязеуловителей, regulatorów ciśnienia, ciśnienia od zaworów bezpieczeństwa, osprzętu zbiorników reset i tłumienia fali uderzeniowej, wypompowywanie ze zbiorników gromadzenia i wycieków.

3.7 wady geometrii rurociągu: Defekt powodujący zmianę otwartego przekroju rury na skutek zmiany jej kształtu w przekroju poprzecznym.

3.8 wada rurociągu naftowego (rurociągu): Odchylenie parametrów (cech) rurociągów naftowych (нефтепродуктопроводов) lub ich elementów od wymagań określonych w dokumentach normatywnych.

3.9 artykuł дефектоскопический kontroli: zakres prac, prowadzonych w celu doprecyzowania parametrów wad fazy po wykonaniu внутритрубного diagnozowania, akustyczno-emisyjnego kontroli lub электрометрического diagnozowania.

3.10 запасовка: Kompleks prac prowadzonych na terenie węzła uruchomienia środków do czyszczenia i diagnostyki w celu dostosowania środków do czyszczenia i diagnostyki w komorze rozruchu.

3.11 interpretacja danych внутритрубного diagnozowania: Transkrypcja otrzymanych w formie elektronicznej, w wyniku внутритрубного diagnozowania informacji, zapisaną podczas przechodzenia przez rurociąg внутритрубным инспекционным urządzenia, o wadach i funkcji ścianki rur, spoin i ich lokalizacji na rurociągu.

3.12 wykonawca technicznego diagnozowania: Organizacja, która podjęła zobowiązania dotyczące prowadzenia prac w zakresie diagnozowania na obiekcie.

3.13 kamery rozruchu i odbioru środków do czyszczenia i diagnostyki: Wyposażenie części liniowej wielkiego rurociągu naftowego (rurociągu), przeznaczony do prowadzenia środków do czyszczenia i diagnostyki (w tym tłoków-separatory i uszczelnień) w rurociąg i ich ekstrakcji z rurociągu.

3.14 kapilarne kontrolę: Metoda badań nieniszczących, wykorzystujący możliwości penetracji specjalnych płynów w несплошности na powierzchni obiektu kontroli w celu ich wykrywania.

3.15 liniowa część wielkiego rurociągu naftowego (rurociągu):część wielkiego rurociągu naftowego (rurociągu), składający się z rur (w tym zasuwę wa i inną armaturę, przejścia przez naturalne i sztuczne przeszkody), instalacji elektrochemicznej ochrony przed korozją, вдольтрассовых linii energetycznych, budynków łączności technologicznej i innych urządzeń i budowli przeznaczonych do transportu ropy naftowej (ropa naftowa).

3.16 główny rurociąg (нефтепродуктопровод): Pojedynczy zakład produkcyjno-technologiczny kompleks, składający się z przewodów i związanych z nimi перекачивающих stacji, magazynów ropy naftowej (ropa naftowa), spełniających wymagania obowiązujących przepisów prawnych Federacji Rosyjskiej w dziedzinie regulacji technicznej i innych obiektów technologicznych, zapewniając transport, odbiór, resztę ropy naftowej (ropa naftowa), odpowiadających wymogom czynnego ustawodawstwa Federacji Rosyjskiej, od punktów odbioru do punktów reszty konsumentów lub przeładunku na inny środek transportu.

3.17 магнитопорошковый kontrola: Metoda badań nieniszczących, który używa do wykrywania wad wyrobów metalowych przyciąganie się cząstek proszku magnetycznego siłami niejednorodnych pól magnetycznych występujących na powierzchni produktu, jeśli istnieją w nim powierzchniowe i podpowierzchniowe wad.

3.18 маркерный znak: znak Rozpoznawczy rurociągu w terenie.

Uwaga — jest Zainstalowany na liniowej części wielkiego rurociągu naftowego (rurociągu) z odległością między sąsiednimi маркерными towarowymi nie więcej niż 2 km, a także na przejściach wielkiego rurociągu naftowego (rurociągu) przez naturalne i sztuczne przeszkody. Lokalizacja znacznikowe znaków musi być aktywne. Wskazywanie znaków pomiarowych w terenie powinna być odzwierciedlona w paszportach wielkiego rurociągu naftowego (rurociągu) na przejścia przez przeszkody wodne i liniową część.

3.19 маркерный kolejno: z Góry wybrany punkt na powierzchni ziemi, nad osią rurociągu w miejscu ustalenia маркерного nadajnika przeznaczonego do precyzyjnego odniesienia do miejscowości danych внутритрубного diagnozowania.

3.20 zewnętrzne wykrycie rurociągu: Techniczny wykrycie, prowadzone z zewnętrznej powierzchni rurociągu, bez wprowadzenia sprzętu w zagłębienie rurociągu.

3.21 nieniszczące: Kontrola zgodności parametrów technicznych urządzeń, materiałów, wyrobów, elementów, węzłów, połączeń spawanych wymagania dokumentów normatywnych, w którym nie przeszkadzał przydatność obiektu do kontroli stosowania i eksploatacji.

3.22 przewody znajdujące się w konserwacji i trybie treści w bezpiecznym stanie: Trunk i rurociągi technologiczne (нефтепродуктопроводы), czasowo wyprowadzone zgodnie z dokumentacją projektową z eksploatacji, utrzymywane w dobrym stanie technicznym, w ciągu określonego okresu konserwacji, po upływie którego może być расконсервированы i oddane do użytku.

3.23 urządzenia czyszczące urządzenia (skrobak): Внутритрубное urządzenie przeznaczone do czyszczenia wewnętrznej wnęki i ścianki rurociągu od parafiny i асфальтосмолопарафиновых osadów, ciał obcych zanieczyszczeń.

3.24 секущие zasuwy: Zasuwy przeznaczone do podziału technologicznego systemów [węzły technologiczne, перекачивающие stacji, liniowa część wielkiego rurociągu naftowego (rurociągu)], połączonych rurociągami.

3.25 skrobak-kaliber: Внутритрубное urządzenie przeznaczone do oceny minimalnej wartości otwartego przekroju rurociągu, czyli przed uruchomieniem oczyszczalni tłoków lub внутритрубных kontroli przyrządów.

3.26 środki do czyszczenia i diagnostyki: Urządzenia przemieszczające się wewnątrz rurociągu (rurociągu) przepływ перекачиваемого produktu, przeznaczone do czyszczenia lub konserwacji, diagnostyki rurociągów (w zależności od rodzaju środków do czyszczenia i diagnostyki).

3.27

3.28 techniczne zadanie na przeprowadzenie prac w zakresie diagnozowania: Dokument zawierający cel, kolejność, ilość prac diagnostycznych, a także dane źródłowe niezbędne do przeprowadzenia diagnostyki określonych w zakresie wymagań obiektów i produkcji technicznego raportu.

3.29 węzeł uruchomienia środków do czyszczenia i diagnostyki: Produkcyjna zabaw z kompleksem połączonego sprzętu przeznaczonego do przeprowadzenia operacji technologicznych w запасовке i uruchomienia внутритрубных oczyszczalni, diagnostycznych i podziału urządzeń w strumieniu перекачиваемого produktu w głównym rurociągów (нефтепродуктопроводе).

3.30 węzeł przyjmowania środków do czyszczenia i diagnostyki: Produkcyjna zabaw z kompleksem połączonego sprzętu przeznaczonego do przeprowadzenia operacji technologicznych w zakresie przyjmowania i usuwania внутритрубных oczyszczalni, diagnostycznych, podziału i uszczelnień urządzeń magistralnych rurociągów naftowych (нефтепродуктопроводов).

3.31 węzeł granicznych środków do czyszczenia i diagnostyki: Produkcyjna zabaw znajdującego się na niej technologicznej spinania przewodów, zapewniającej przepustkę внутритрубных oczyszczalni, diagnostycznych, podziału i uszczelnień urządzeń magistralnych rurociągów naftowych (нефтепродуктопроводов) jak z przystanku, jak i bez zatrzymywania перекачивающей stacji według schematu:

— przyjmowanie środków do czyszczenia i diagnostyki w kamerę granicznych, uruchamianie narzędzi do czyszczenia i diagnostyki z aparatu kontrolnego;

— pomijanie środków do czyszczenia i diagnostyki bez zatrzymania przez uszkodzone stację.

3.32 badania ultradźwiękowe: Akustyczny metoda badań nieniszczących jakości, który używa do wykrywania wad elastyczne fali ultradźwiękowej zakresu wprowadzane w produkt (spawana połączenie) z zewnątrz i odbijające się od wad lub рассеивающиеся na nich.

3.33 электрометрическое wykrycie: Widok technicznej, diagnostyki, pozwalającym na uzyskanie informacji o stanie technicznym rurociągu poprzez pomiaru i rejestracji parametrów elektrycznych, bezpośrednio lub pośrednio charakteryzujących stan systemu ochrony przed korozją metali rurociągu i poziom jego bezpieczeństwa, a także określającym stopień odporności na zagrożenia środowiska, ochrony rurociągu.

4 Skróty

W tym standardzie zastosowano następujące skróty:

АЭК — akustyczno-emisyjny kontroli;

VIC — wizualna i pomiarowa kontrola;

VIP — внутритрубный inspekcji urządzenie;

VL — linia lotnicza;

ITD — внутритрубное diagnozowanie;

ДДК — artykuł дефектоскопический kontroli;

KIP — kontrolno-pomiarowe;

PPC SOD — kamery rozruchu i odbioru środków do czyszczenia i diagnostyki;

LC — liniowa część;

MK — магнитопорошковый kontroli;

MN — główny rurociąg;

МНПП — główny нефтепродуктопровод;

NK — nieniszczących;

OH — urządzenia czyszczące urządzenia;

SOD — środek do czyszczenia i diagnostyki;

TK — zadania techniczne;

УГЗ — instalacja galwanicznej ochrony;

УДЗ — instalacja odprowadzania ochrony;

CPO — badania ultradźwiękowe;

УКЗ — instalacja ochrony katodowej;

YT — ultradźwiękowy толщинометрия;

ED — электрометрическое diagnozowanie;

ЭХЗ — электрохимическая ochrona.

5 postanowienia Ogólne

5.1 Określenie celów i zadań diagnostyki technicznej

Przeprowadzenie diagnostyki technicznej rozpoczyna się od identyfikacji użytkownika przez organizację celów i zadań diagnostyki technicznej, a także określenia wymagań wobec wykonawcy technicznego diagnozowania.

W tym zadań diagnostyki technicznej — wykrywanie i identyfikacja określonych typów wad z wymaganą dokładnością. Do głównych wymagań dokładności wykrywania wad należą:

— dokładność wymiarowania wad;

— dokładność określania położenia defektów na rurociągu w kierunku podłużnym (odległość) i na obwodzie przekroju rurociągu (kąt).

Organizacja pracy na podstawie sformułowanych zadań i wymagań kształtuje TK na przeprowadzenie prac w zakresie diagnozowania. W TK mogą być określone wymagania dotyczące rodzajów i metod wykonywania prac diagnostycznych i zakresie kontroli.

Kierując się uzyskanymi od działających organizacji informacji, wykonawca technicznego diagnozowania stanowi oferty w zakresie technicznego diagnozowania z wykorzystaniem sprzętu diagnostycznego i metod, spełniających wymagania określone w działających organizacji.

5.2 Rodzaje diagnostyki technicznej

5.2.1 W tym standardzie omówione następujące rodzaje diagnostyki technicznej, stosowane w obiektach wchodzących w zakres rozprzestrzeniania się niniejszego standardu:

— ITD zgodnie z § 6;

— zewnętrzne diagnozowanie metodami NDT zgodnie z punktem 7;

— ED, zgodnie z punktem 8.

5.2.2 ITD stosuje się przy badaniu SEZONU MN (МНПП) w celu wykrycia wad geometrii rurociągów, wad ścianki rur i spoin.

5.2.3 Zewnętrzne diagnozowanie metodami NDT stosuje się przy badaniu elementów LC MN (МНПП), na których, z racji ich cech konstrukcyjnych, nie spędzają ITD.

5.2.4 Zewnętrzne diagnozowanie metodami NDT (ДДК) spędzają na przewodach, badanych VIP, w celu weryfikacji danych ITD i na działkach z brakiem informacji diagnostycznych VIP. Przy tym mogą być stosowane metody kontroli, wymienione w 7.1.

5.2.5 ED stosuje się przy badaniu SEZONU MN (МНПП) dla oceny stanu powłoki izolacyjnej, definicje korozyjne stanu SEZONU MN (МНПП), przyczyny i szybkości korozji, oceny stanu środków ЭХЗ.

5.2.6 w Przypadku braku możliwości przeprowadzenia ITD określanie stanu technicznego rurociągu przeprowadza się na podstawie:

— analiza dokumentacji technicznej na rurociągu;

— badania korozyjne stanu i stanu antykorozyjnym ochrony rurociągu;

— definicje planowo-wysokiego położenia i głębokości rurociągu zgodnie z 7.3;

— rurociągu metodą АЭК;

— przeprowadzenia ДДК na odcinkach rurociągów z potencjalnymi wadami ścianki rur, spoin, powłoki izolacyjnej na podstawie wyników АЭК i badania korozyjne stanu rurociągu zgodnie z 7.2;

— przeprowadzenia VIC według 7.1.2.2;

— przeprowadzenia CPO według 7.1.3.1;

— przeprowadzenia YT zgodnie z 7.1.3.1;

— przeprowadzenia MK zgodnie z 7.1.4.1;

— przeprowadzenia kapilarnego kontroli zgodnie z 7.1.4.2.

5.3 Wymagania dotyczące wykonawcy diagnostyki technicznej

Wykonawca technicznego diagnozowania powinien mieć:

— laboratorium NDT, kompetencje której udokumentowana zgodnie z ustawodawstwem Federacji Rosyjskiej. Zamawiający dokonania diagnozy może okazać dodatkowe udokumentowane wymagania dotyczące kompetencji laboratorium NDT wykonawcy diagnostyki technicznej, zgodnie z przepisami organizacji — właściciela obiektu kontroli i sprawdzić laboratorium NDT na zgodność z tymi wymogami;

— pomiarowe, przyrządy i urządzenia, niezbędne do przeprowadzenia zgłoszonych prac w zakresie diagnozowania, zawierające zezwoleń, wykonywane w określony sposób;

— dokumenty potwierdzające kwalifikacje pracowników wymaganej do przeprowadzenia zgłoszonych prac w zakresie diagnozowania, a także znajomość zasad bezpieczeństwa podczas wykonywania prac;

— udokumentowany proces przeprowadzenia zgłoszonych prac diagnostycznych.

Udokumentowany proces przeprowadzenia diagnostyki technicznej powinien zawierać następujące wymagane procedury:

— analiza przedstawionych wyzyskuje organizacją dokumentów technicznych (TK, kwestionariusz ankiety) w celu ustalenia technicznej możliwości dokonania diagnostyki i doboru odpowiedniego sprzętu diagnostycznego;

— przygotowanie sprzętu diagnostycznego do przeprowadzenia diagnostyki technicznej;

— przeprowadzenie diagnostyki technicznej na obiekcie kontroli;

— przeprowadzenie oceny przepustki VIP;

— analiza wyników diagnostyki technicznej;

— weryfikację wyników diagnostyki technicznej;

— przygotowanie i przekazanie działających organizacji raportowania dokumentacji na podstawie wyników diagnostyki technicznej.

Wykonawca technicznego diagnozowania musi kierować się przepisami i dokumentami technicznymi, które ustalają zasady prowadzenia prac niebezpiecznych obiektów produkcyjnych.

6 Внутритрубное diagnozowanie

6.1 Określenie wymagań внутритрубному diagnozowania

6.1.1 Przed rozpoczęciem ITD organizacja powinna dostarczyć wykonawcy technicznego diagnozowania informacje na temat parametrów przewodów i związanych z nimi ograniczeń. Informacje te mogą być dostarczone w postaci wypełnionych kwestionariuszy arkuszy w celu określenia możliwości zastosowania VIP na rurociągu.

6.1.2 W skład oferowanej wyzyskuje organizacją informacji wchodzą:

— długość, średnica zewnętrzna, grubość ścianki rurociągu;

— parametry rurociągów armatury (armatura i armatura zabezpieczająca, trójniki, króćce) i łuków (przykanalików) rurociągu, przez które przechodzi VIP, takie jak: minimalna przelotowe przekrój, grubość ścianki, pochodzić z wewnątrz rurociągu, promień i kąt ugięcia osi rurociągu, obecność krat ochronnych;

— typy stosowanych rur, złączy spawanych;

— minimalne odległości między rurociągów armatury i przewodami;

— parametry węzłów rozruchu i odbioru SOD;

— ustawienia перекачиваемого produktu (rodzaj cieczy, lepkość, gęstość, skład chemiczny, temperatura);

— parametry przepływu (kierunek, prędkość, ciśnienie);

— informacje dotyczące prowadzonej czyszczenia rurociągu.

6.1.3 w Celu przeprowadzenia ITD rurociąg powinien być wyposażony węzłami rozruchu i odbioru SOD.

6.1.4 Wykonawca technicznego diagnozowania, kierując się postawionymi celami i zadaniami organizacji działających na podstawie przeprowadzonej analizy informacji o kanale, oprocentowaniu ITD, określa rodzaje i wykaz VIP, niezbędnych do przeprowadzenia ITD.

6.1.5 Wykonawca technicznego diagnozowania usług działających organizacji informacji w specyfikacji VIP, potwierdzającym możliwość z ich zastosowaniem wykonać ITD zgodnie z wymaganiami TK.

6.1.6 Przed uruchomieniem nowo wybudowanych rurociągów, a także po zakończeniu prac budowlano-montażowych przebudowy lub remontu rurociągu powinno odbywać się je ITD i w określony sposób wyeliminowane wady ujawnione na podstawie wyników ITD. Usunięcie wad powinno być wykonywane siłami i na rachunek właściwej firmy wykonawczej, realizującej budowę.

6.2 Wybór внутритрубного kontroli urządzenia

6.2.1 Określenie przydatności

6.2.1.1 W celu zapewnienia wysokiej jakości ITD organizacja i wykonawca technicznego diagnozowania realizują współdziałanie przy prowadzeniu analizy zgodności możliwości technicznych VIP stawianych zadań ITD.

6.2.1.2 Dokładność i zdolności wykrywania używanego VIP i rodzaju ITD powinny być potwierdzone odpowiednimi badaniami.

6.2.1.3 Minimalny rozmiar wykrywalnych VIP wady (zgodnie z danymi technicznymi VIP) musi być mniejsza lub równa wielkości przewidywanych do wykrywania wad zgodnie z TK.

6.2.1.4 Dokładność lokalizacji wad i cech rurociągu, przez VIP, powinna być wystarczająca do wykrywania danych wad i cech na rurociągu.

6.2.1.5 Powyższe kontrole wykonują z uwzględnieniem dostępnych informacji o grubości ścianki rur.

6.2.1.6 Maksymalna odległość, ona VIP, ograniczona właściwości mechaniczne (wytrzymałość, żywotność podzespołów mechanicznych VIP), powinna przekraczać długość diagnozujący odcinka rurociągu. Również w tym przypadku należy wziąć pod uwagę stan wewnętrznej jamy rurociągu (obecność ściernych, chropowatość ścianki rur), tak jak to wpływa na zużycie elementów VIP. Przy planowaniu ITD należy wziąć pod uwagę maksymalną odległość i czas pracy VIP, ograniczone zasoby wbudowanego zasilacza VIP i pojemności urządzenia pamięci masowej VIP.

6.2.2 Określenie zgodności

6.2.2.1 W celu uniknięcia zatrzymania VIP w jamie rurociągu (zacięcia), która może spowodować zatrzymanie przepływu i konieczności przeprowadzenia prac usuwania VIP z naruszeniem integralności rurociągu, a także w celu uniknięcia utraty danych diagnostycznych i uszkodzenia VIP organizacja i wykonawca technicznego diagnozowania przeprowadzają analizę możliwości bezpiecznego przepustki VIP w rurociągu. Przy tym wykonać następujące kontrole:

— minimalna dopuszczalna średnica przejścia VIP ma wartość mniejszą od minimalnej otwartego przekroju rurociągu;

— opcje VIP do przejścia rurociągów armatury (w tym trójniki bez krat ochronnych) i załamań rurociągu (przykanalików) pozwalają na jego pominięcie w rurociągach;

— minimalne odległości między rurociągów armatury i meandrów rurociągu zapewniają przejście VIP bez zatrzymania;

— parametry węzłów rozruchu i odbioru SOD, którymi dysponuje rurociąg, zapewniają bezpieczne запасовку, start, odbiór i usuwanie VIP;

— używany podczas ITD tryb pracy rurociągu (prędkość przepływu, ciśnienie na całej długości rurociągu) zapewnia przenoszenie VIP z prędkością w dopuszczalnym (zgodnie z danymi technicznymi VIP) zakresie;

— wartość temperatury перекачиваемого produktu znajduje się w dopuszczalnym (zgodnie z danymi technicznymi VIP) zakresie.

6.2.2.2 w Przypadku nieprawidłowości i niezgodności stwierdzonych w wyniku kontroli, przeprowadzonej zgodnie z 6.2.2.1, organizacja i wykonawca diagnostyki technicznej, podejmuje następujące kroki:

— rozwiązywanie niezgodności działających organizacji;

— wspólne opracowanie działań, zapewniających bezpieczne prowadzenie ITD VIP z istniejącymi niezgodnościami;

— uzupełnienia przez wykonawcę diagnostyki technicznej specyfikacji VIP w celu dostosowania go do zgodności z parametrami rurociągu;

— wymianę VIP.

6.3 Zasady przygotowania rurociągu do pomijania внутритрубного kontroli urządzenia

6.3.1 Przed rozpoczęciem ITD, w celu niedopuszczenia do uszkodzenia rurociągu, jego elementów i sprzętu diagnostycznego organizacja i wykonawca technicznego diagnozowania należy upewnić się, że wybrany sprzęt diagnostyczny może być bez przeszkód pominięte w rurociągu. Do tego organizacja zobowiązuje się informować wykonawcę technicznego diagnostyki o wszelkich zmianach geometrii rurociągu, a także o warunkach pracy (prędkości przepływu, wewnętrznym ciśnieniu, temperaturze перекачиваемого produktu i innych parametrach zgodnie z 6.2). Wykonawca technicznego diagnozowania powinien potwierdzić dostępność potrzebnego do wykonania prac liczby wykwalifikowanych specjalistów.

6.3.2 Przygotowanie rurociągu do przeprowadzenia przepustki VIP

6.3.2.1 Przed rozpoczęciem ITD rurociąg musi być skalibrowany i wyczyszczony.

6.3.2.2 inspekcję rurociągów przeprowadza się przepustką rurociągiem zgarniacza-kaliber lub innego внутритрубного urządzenia, pozwalającego oszacować minimalną przelotowe przekrój rurociągu. Zidentyfikowane minimalna przelotowe przekrój musi być zabezpieczona odpowiednim dokumentem, który wchodzi w skład raportowania dokumentacji w zakresie diagnozowania.

6.3.2.3 Do pominięcia SOD w rurociągach wartość minimalnego dopuszczalnego otwartego przekroju rurociągu dla SOD nie powinno przekraczać określone minimum otwartego przekroju rurociągu.

6.3.2.4 Aby uzyskać wysokiej jakości informacji diagnostycznych wewnętrzne zagłębienie rurociągu powinna być oczyszczona. W celu czyszczenia jamy rurociągu przed ITD, w tym innych metod (czyszczenie jamy rurociągu odczynnikami, pomijanie żel tłoków) stosuje внутритрубные OH.

6.3.2.5 W prowadzeniu przyjęć OH rurociągiem należy monitorować skuteczność prowadzonej czyszczenia, oceniając po każdym pominięcia ilość produktów do czyszczenia, wyodrębnianych z kamery odbioru OH, jak również tendencję do zmniejszenia ilości produktów oczyszczania w stosunku do poprzedniego zamknięciem OH.

6.3.2.6 Wynikiem oczyszczania uważają zbiór informacji o liczbie składanych OH produktów do czyszczenia (w tym przedmiotów) i o stanie technicznym OH (pod kątem uszkodzeń, wielkość zużycia części zamiennych).

6.3.2.7 w Przypadku braku pozytywnej tendencji do czyszczenia rurociągu (spadek produktów oczyścić z przepustki do pomijania) należy podjąć środki w dostosowaniu planu granicznych OH (systemu technologicznego oczyszczania), a także (w razie potrzeby) wymiana typów stosowanych OH.

6.3.2.8 Przed przepustka VIP musi być przeprowadzona kontrola jakości czyszczenia rurociągu poprzez pominięcie najbardziej skutecznego z stosowanych OH z realizacją wyników kontroli odpowiednim dokumentem, który powinien wchodzić w skład raportowania dokumentacji w zakresie diagnozowania.

6.3.2.9 Pozytywnym wynikiem kontroli jakości oczyszczania uznaje się wynik czyszczenia rurociągu kontrolnych OH, w którym liczba pobranych produktów czyszczenia nie przekracza ustalonych przez wykonawcę technicznego diagnozowania zasad (kryteriów czyszczenia).

6.3.2.10 W trakcie i po zakończeniu czyszczenia, aż do zakończenia kompleksu prac ITD, podczas przygotowań do której przeprowadzono czyszczenie, zabrania się:

— produkować obiec osadów dennych zbiorników na перекачивающих stacjach odcinka rurociągu technologicznego, w skład którego wchodzi diagnozującym działka;

— czyszczenie i płukanie kopii nici i pętle na диагностируемом odcinku rurociągu.

6.3.2.11 w Przypadku ryzyka uszkodzenia elementów konstrukcyjnych VIP w rurociągu z powodu braku informacji o parametrach rurociągu, które wpływają na drożność VIP, lub z innych powodów wykonawca technicznego diagnostycznego może podjąć decyzję o konieczności dodatkowego granicznych внутритрубного urządzenia dla oceny możliwości przejazdu VIP na odcinku rurociągu, bez uszkodzeń i nieprawidłowości działania układu pomiarowego.

6.3.2.12 przygotowując się do przeprowadzenia prac ITD na MN (МНПП), kończyć budowę, a także po przebudowie i kapitalnym remoncie powinny być określone sposoby zapewnienia przepływu внутритрубных SOD (pomijam w wodzie lub innych technologicznej płynem, pomijanie sprężonym powietrzem lub innym gazem obojętnym, przeciąganie liną) w diagnozowanym MN (МНПП). Należy przy tym wziąć pod uwagę jakie właściwości SOD w części w celu zapewnienia niezbędnych dla ich pracy, temperatury, prędkości jazdy, minimalnego ciśnienia różnicowego do jazdy. Należy również wziąć pod uwagę wpływ temperatury otoczenia na środowisko (produkt pompowania), używany w celu zapewnienia ruchu SOD, aby uniknąć zjawiska krystalizacji w диагностируемом rurociągu.

6.3.2.13 Przed rozpoczęciem czynności kontrolnych urządzeń do diagnostyki (przed rozpoczęciem prac запасовке VIP) organizacja sprawdza pełnego (100%-owej) otwierania liniowej zaworów i informuje o gotowości wykonawcy technicznego diagnozowania.

6.3.3 Przygotowanie sprzętu diagnostycznego do przeprowadzenia ITD

6.3.3.1 Przed przepustka VIP przechodzi testy funkcjonalne. Przy tym muszą być potwierdzone:

— działanie wbudowanych narzędzi VIP, zapewniające eksplozje podczas wykonywania prac;

— działanie zintegrowanego systemu zasilania VIP;

— poprawność działania systemów pomiarowych VIP, w tym одометрическую systemu;

— działanie systemu zbierania danych w ogóle, w tym sprawdzenie poprawności działania systemu przechowywania danych VIP;

— poprawna inicjalizacja systemów VIP.

6.3.3.2 Przed przejściem powinien być wyprodukowany zewnętrzny przegląd VIP, który zawiera:

— oględziny elementów VIP, zapewniające jego ruch i prawidłowe położenie w rurociągu (mankiety, twarde, nośne elementy konstrukcji), pod kątem uszkodzeń i nieprawidłowego zużycia (na podstawie dokumentacji operacyjnej na VIP);

— oględziny elementów одометрической systemu VIP (одометрические koła, system zawieszenia kół, połączenia kablowe) pod kątem uszkodzeń;

— oględziny elementów systemów pomiarowych VIP pod kątem uszkodzeń i nieprawidłowego zużycia ich elementów (zgodnie z dokumentacji operacyjnej na VIP);

— przegląd нескрытых połączeń kablowych pod kątem uszkodzeń;

— ogólny przegląd VIP na temat dostępnych mechanicznych uszkodzeń elementów konstrukcyjnych.

6.3.3.3 Wyniki przeprowadzonych testów funkcjonalnych, testów i kontroli VIP sporządza odpowiednie dokumenty (akty, listami kontrolnymi) i zawierają w skład raportowania dokumentacji w zakresie diagnozowania.

6.3.4 Przygotowanie eskorty VIP

6.3.4.1 W celu powiązania zidentyfikowanych ITD wad do partycje rurociągu spędzają instalacji naziemnych punktów pomiarowych na całej długości rurociągu. Każdy маркерный punkt powinien być przywiązany do stałego orientacyjnych: podporach linii energetycznych, elementów rurociągów i armatury, KIP, itp. podczas przepustki VIP odbywa się jego opiekun w маркерным pozycji.

6.3.4.2 Marker elementy powinny być umieszczone nad osią rurociągu.

6.3.4.3 Odległość między sąsiednimi маркерными punktami nie powinno przekraczać 2 km. W razie potrzeby instalacji pomiarowych elementów w miejscach trudno dostępnych rurociągu powinny być realizowane działania organizacyjne w celu zapewnienia instalacji pomiarowych punktów i utrzymanie systemu VIP. Również w przygotowaniu do obsługi VIP należy wziąć pod uwagę, że szukanie wad na podstawie wyników ITD na bezszwowe rury komplikuje brak możliwości identyfikacji poszukiwanej części rury według lokalizacji wzdłużnych i spiralnych szwów, przylegających do przekroju spawanych szwach.

6.3.4.4 jest Wymagana instalacja punktów pomiarowych na przejściach rurociągów przez rzeki, kanały, zbiorniki wodne, koleje i drogi, w miejscach trudno dostępnych (bagna, obszary górskie), na odcinkach w pobliżu obiektów przemysłowych i osiedli. Zaleca się zamontowanie dodatkowego punktów pomiarowych w obrębie wąwozów i w miejscach skrętu osi rurociągu.

6.3.4.5 Urządzenia towarzyszące powinny umożliwiać rejestrowanie przejście VIP. Głębokość zalegania MN (МНПП) w miejscach lokalizacji punktów pomiarowych powinna pozwalać sobie na przyrządach opieki zapewnić odbiór (bieg) sygnału od VIP. W przypadku obliczania maksymalnej dopuszczalnej głębokości rurociągu od miejsca instalacji urządzenia towarzyszące (zgodnie z danymi technicznymi urządzeń towarzyszących) należy wziąć pod uwagę grubość ścianki rurociągu. Po przekroczeniu głębokości rurociągu w miejscu instalacji маркерного pozycji maksymalnej do parametrów technicznych urządzenia towarzyszące, należy zapewnić odpowiednią głębię poprzez produkcję gruntu.

6.3.4.6 Przed rozpoczęciem prac запасовке i uruchomienia VIP organizacja zapewnia sprawdzanie dostępności znacznikowe znaków na całej trasie diagnozujący rurociągu.

6.4 tryb przeprowadzania kontrolnych внутритрубного kontroli urządzenia

6.4.1 postanowienia Ogólne

6.4.1.1 Imprezy, przewidujące operacje technologiczne w запасовке, uruchomienia, odsuwanie, odbioru i usuwania SOD, muszą zostać wcześniej opracowane i zatwierdzone przez użytkownika organizacją.

6.4.1.2 Przepustkę внутритрубных SOD jest zabroniony w obecności rurociągu wad geometrii rur, odpływów z ustawieniami, które nie spełniają specyfikacji SOD i obecności innych elementów rurociągów, które utrudniają przejście SOD.

6.4.1.3 Przed rozpoczęciem prowadzenia VIP należy:

— sprawdzić sprawność i sprawność wszystkich podzespołów i urządzeń PPC SOD, nadajnika zainstalowanego w VIP, przyrządów i aparatury przeznaczonych do kontroli postępów VIP i dla instalacji pomiarowych punktów;

— zwolnić PPC SOD od перекачиваемого produktu;

— sprawdzić stan zaporowej (regulujące) armatury węzła rozruchu SOD i sygnalizatora;

— sprawdzić dostępność komunikacji z dyspozytorem działających organizacji.

6.4.1.4 Programowanie komputera pokładowego VIP należy wykonywać poza strefą zagrożenia wybuchem i przy zamkniętych PPC SOD.

6.4.1.5 Węzeł odbioru SOD na диагностируемом działce powinien być ustawiony na odbiór przed rozpoczęciem prowadzenia SOD w kamerę rozruchu.

6.4.2 Запасовка i uruchomienie внутритрубного kontroli urządzenia

6.4.2.1 Запасовку odbywa się zgodnie z wymaganiami dokumentacji eksploatacyjnej na VIP.

6.4.2.2 Wypełnienie PPC SOD produktem pompowania z MN (МНПП) przed rozpoczęciem rozruchu OH i VIP odbywa się poprzez system odwadniania rurociągów pomocniczych.

6.4.2.3 Wyrównanie ciśnienia między MN (МНПП) (dobór ciśnienia w studni KIP) i aparatem rozruchu (manometr) wykonują przez zasuwę wa (określającą zasady) armaturę małej średnicy.

6.4.2.4 Przy programowaniu VIP na włączanie przy ciśnieniu powietrza otoczenia (w celu zapewnienia wymogów bezpieczeństwa przeciwwybuchowego) ciśnienie w komorze rozruchu SOD musi być powyżej wartości wymaganej do włączenia VIP, do jego uruchomienia.

6.4.2.5 Przy wypełnianiu перекачиваемым produktem kamery rozruchu SOD są niedopuszczalne:

— uszkodzenie przepływem перекачиваемого wyrobu elementów konstrukcyjnych VIP, położonych około króćców doprowadzenia перекачиваемого produktu;

— powstanie ruchu VIP podczas napełniania komory rozruchu SOD перекачиваемым produktem;

— niekompletne usunięcie powietrza z komory rozruchu SOD;

— powstanie różnicy ciśnień między rozszerzonej i nominalnej częściami aparatu rozruchu SOD.

6.4.3 Przepustkę i opiekun VIP

6.4.3.1 Do kontroli ruchu VIP służą elementy nadawcze (transpondery) i inne produkujące urządzenia instalowane na VIP i OH, i zewnętrzne autonomiczne instrumenty towarzyszące. W nawiązywaniu kontaktów VIP, wyposażonego w urządzenie promieniowania (nadajnikiem, приемопередатчиком), z zewnętrznym urządzeniem prowadzenia odbywa się rejestracja faktu i/lub czasu przejazdu VIP маркерного pkt.

6.4.3.2 Rejestracja faktu i/lub czasu przejazdu VIP маркерного pozycji jest niezbędna do wiązania informacji diagnostycznych na odległość do konkretnych punktów trasy rurociągu i w przypadku zatrzymania SOD w przygotowaniu — szybkiego wykrywania miejsca zatrzymania.

6.4.3.3 Do kontroli ruchu SOD stosuje ustanowione systemy telemetrii, zainstalowane na rurociągach i akustyczne metody kontroli. Dodatkowo jest dozwolone do rejestracji charakterystycznego hałasu ruchu SOD użyć органолептический metoda (ludzki słuch).

6.4.3.4 Dla kontroli ruchu i do wyszukiwania lokalizacji w przygotowaniu magnetycznych tłoków i magnetycznych дефектоскопов mogą być stosowane przyrządy rejestrujące zmiany pola magnetycznego.

6.4.3.5 Kolejność pracy z przyrządami opieki określana w dokumentach operacyjnych na te urządzenia.

6.4.3.6 Przepustkę VIP rurociągiem kontrolują na punktach pomiarowych brygady opieki zgodnie z planem przejścia VIP rurociągu, który składa się przed rozpoczęciem prac запасовке VIP z podaniem lokalizacji punktów pomiarowych. Ilość zespołów opieki ustala się na podstawie długości odcinka planowanej prędkości jazdy VIP w rurociągach i warunków dojazdu do маркерным pozycji.

6.4.3.7 Węzłów granicznych SOD powinny być ustawione na przepustkę SOD do jego podejścia.

6.4.3.8 Równoległe MN (МНПП) (лупинги) i rurociągi podłączeniowe (zworki) między nimi odłączony od diagnozujący rurociągu na czas, zapewniające bezpieczne przejście SOD, a to w pracy po przejściu SOD.

6.4.3.9 Przejście SOD przez trójniki z obowiązującymi przychodzących i wychodzących przepływów produktu pompowania może spowodować uszkodzenie, zatrzymania, zablokowania SOD.

6.4.3.10 w Przypadku pominięcia SOD na MN (МНПП) i jego przejścia węzłów rozruchu, przepustki, odbioru SOD niezależnie od schematów danych węzłów niedozwolone:

— ciosy SOD o elementy zaworów;

— ruch SOD z prędkościami powyżej lub poniżej zakresu pracy w paszporcie;

— ruch w odwrotnym kierunku, jeśli nie jest to przewidziane projektem SOD.

6.4.4 Odbiór i usuwanie VIP

6.4.4.1 Podczas przyjmowania SOD w węzły odbioru SOD do zamknięcia linii siecznej zaworu (kurka), należy upewnić się, że SOD jest w komorze odbioru i nie wyklucza zamknięcia tej zaworów.

6.4.4.2 Odbiór i usuwanie SOD należy przeprowadzać w obecności przedstawicieli działających organizacji i wykonawcy technicznego diagnozowania.

6.4.4.3 Operacji usuwania powinno odbywać się zgodnie z dokumentacji operacyjnej SOD.

6.5 Ocena granicznych внутритрубного kontroli urządzenia

6.5.1 Po wyjęciu VIP z kamery odbiór powinien być przeprowadzony jego oględziny, działający podobnie do zewnętrznego przeglądu VIP przed przejściem, jak określono w 6.3.3.2, a wyniki kontroli powinny być uwzględnione w odpowiednich dokumentach, w którym wskazuje:

— datę i godzinę odbioru, pobierania i badania VIP;

— ilość (objętość), skład (piasek, glina, асфальтосмолопарафиновые osady, zgorzeliny itp.) zanieczyszczeń, ilość przedmiotów wraz z ich opisem i lokalizacja zanieczyszczeń i ciał obcych względem elementów konstrukcyjnych VIP;

— wszystkie uszkodzenia mechaniczne VIP z dokładnym opisem ich parametrów, położenie na дефектоскопе, orientacji w sądzie okręgowym kierunku (w stopniach lub zgodnie z ruchem wskazówek zegara);

— stan systemu pomiarowego (czujniki, zamknięte domieszkami, objawy wskazujące na uszkodzenie układu pomiarowego, — odchylenia przetwornika systemu pomiarowego od położenia normalnego, uszkodzenia elementów konstrukcyjnych systemu pomiarowego, w tym połączenia kablowe).

6.5.2 Po kontroli VIP wykonawca technicznego diagnostyki przeprowadza testy funkcjonalne i ocenę jakości danych diagnostycznych, w wyniku których sprawdzają:

— poprawność działania systemów pomiarowych VIP, w tym одометрическую systemu przez ITD;

— poprawność działania systemu zbierania danych VIP na przestrzeni ITD;

— zgodność ilości zebranych informacji rzeczywistej długości odcinka rurociągu (zadeklarowanej w TK na ITD);

— zgodność wartości statystycznych danych zapisanej prędkości VIP, ciśnieniu i temperaturze перекачиваемого produktu dopuszczalne wartości zgodnie z dokumentacji operacyjnej na VIP;

— poprawność wyświetlania charakterystycznych elementów i odcinków rurociągu (węzły rozruchu, odbioru SOD, przewodów rurowych), dla których jest rzetelna informacja, podczas wizualizacji informacji diagnostycznych VIP.

6.5.3 Wyniki przeprowadzonych testów funkcjonalnych i testów dokonuje się odpowiednich aktów prawnych (listami kontrolnymi) i zawierają w skład raportowania dokumentacji w zakresie diagnozowania.

6.6 Weryfikacja wyników внутритрубного diagnozowania

6.6.1 Interpretacja danych VIP

6.6.1.1 Interpretację danych VIP spędzają w celu konwersji uzyskanych VIP informacji, informacje o rodzaju stwierdzonych wad (elementów rurociągu) i ich parametrach.

6.6.1.2 Przy interpretacji danych VIP zgodnie z zasadami i procedurami wykonawcy technicznego diagnozowania zapewniają identyfikację wad z zadanymi parametrami.

6.6.1.3 Zasady i metody interpretacji danych VIP opierają się na systematyzacji zasad pracy VIP, charakterystyki metod NDT, realizowanych w VIP i ich ograniczeń, doświadczenia stosowania odpowiednich typów VIP i analizy otrzymywanych danych.

6.6.1.4 Wynikiem interpretacji danych jest lista stwierdzonych wad, cech i elementów rurociągu z ustawieniami, w tym wymiary, lokalizacja na rurociągu (odległość, położenie kątowe).

6.6.2 Analiza danych

6.6.2.1 W analizie interpretujący dane VIP w porównaniu z wynikami poprzednich kontroli rurociągów i danymi dokumentacji инспектируемый rurociąg, oferowaną przez użytkownika organizacją.

6.6.2.2 Przy weryfikacji danych rozbieżności w lokalizacji, parametrów wad i cech rurociągu, stwierdzonych w bieżącym badaniu, z danymi z poprzednich kontroli i dokumentacją przewód nie powinien przekraczać dopuszczalnych błędów i prawdopodobieństwa wykrycia.

6.6.2.3 W przypadku, gdy po analizie danych VIP nie są potwierdzone wynikami poprzednich kontroli rurociągów i danymi dokumentacji инспектируемый rurociąg lub wartości rozbieżności w lokalizacji i parametrach wady wychodzą poza granice dopuszczalnych błędów i prawdopodobieństwa wykrycia, konieczne jest przeprowadzenie dodatkowych badań w celu ustalenia przyczyn rozbieżności. Jeśli przyczyny rozbieżności nie są zainstalowane, konieczne jest przeprowadzenie ДДК.

6.6.2.4 Dane VIP potwierdzane wynikami ДДК, zostają zweryfikowane, jeśli rozbieżności w lokalizacji, opcji wad i cech rurociągu dla wymagającej danych osobowych i danych ДДК nie wychodzą poza granice dopuszczalnych błędów i prawdopodobieństwa wykrycia.

6.6.2.5 Jeśli dane VIP nie były niezweryfikowane, z powodów związanych z brakiem u działających organizacji dokumentacji na rurociąg i możliwości przeprowadzenia ДДК, wykonawca technicznego diagnostyki przeprowadza analizę i ustalenie przyczyn rozbieżności danych VIP i ДДК. Po ustaleniu przyczyn organizacja podejmuje decyzję o przyjęciu danych VIP.

7 Zewnętrzne diagnozowanie

7.1 Zewnętrzne diagnozowanie metodami badań nieniszczących

7.1.1 Akustyczno-emisyjny kontrola

7.1.1.1 Głównym celem realizacji АЭК jest wykrywanie, ustalanie współrzędnych i monitorowanie źródeł emisji akustycznej, spowodowanych несплошностями na powierzchni lub w objętości ścianki rurociągu, spoiny i elementów konstrukcyjnych.

7.1.1.2 АЭК odbywa się zgodnie z GOST 20415. Badania АЭК podlegają odcinki rurociągów, na których ze względu na ich konstrukcyjnych parametrów nie spędzają ITD, a odcinki z brakiem informacji diagnostycznych na wyniki ITD.

7.1.2 Wizualnie-pomiarowy kontrola

7.1.2.1 VIC prowadzone w celu identyfikacji nienormatywnych elementów łączących, niedopuszczalnych wad widocznych lub pośrednich oznak wad i awarii (nieszczelności, zapachu, «pocenie się" materiału — występy na zewnętrznej powierzchni rur kropli płynu).

7.1.2.2 VIC odbywa się zgodnie z RD 03−606−03 [1] i wykonać na wszystkich kanałach, zarówno samodzielnie, jak i jako dodatek do innych metod NDT.

7.1.2.3 VIC obejmuje oglądanie powierzchni rurociągu w odległości nie więcej niż 0,6 m i pod kątem co najmniej 30°.

7.1.2.4 Przy VIC mogą być używane lusterka i lupy. Wymagania dotyczące oświetlenia obiektu kontroli — według GOST 23479.

7.1.3 badania Ultradźwiękowe i ultradźwiękowe толщинометрия

7.1.3.1 CPO spędzają w celu kontroli pierścieniowych (montażowych) spoin, fug лепестковых nawigacji i segmentowych odgałęzień i trójników незаводского budowy, a także do kontroli grubości ścianki rury. CPO i YT odbywa się zgodnie z GOST 14782, a także z metodami ultradźwiękowy fluorescencyjnej, opracowywanymi dla danego rodzaju zastosowanego дефектоскопического sprzętu.

7.1.3.2 W badaniu pierścieniowych spoin należy sprawdzać sąsiednie podłużne i spiralne szwy w ciągu nie mniej niż 250 mm.

7.1.4 Магнитопорошковый monitorowanie i kontrola kapilarne

7.1.4.1 MK odbywa się zgodnie z GOST 21105. Przy tym z powodu wykrycia magnetycznych pól rozproszenia, pojawiających się w pobliżu wad po namagnesowaniu obiektu kontroli, zgłaszają powierzchowne i подповерхностные wady metalu (pęknięcia, zachody słońca, włączyć, rozwarstwienia).

7.1.4.2 Kapilarne kontrola odbywa się zgodnie z GOST 18442. Przy tym ze względu na przenikanie znacznikowych płynów w jamie wód powierzchniowych i przelotowych несплошностей metalu obiektu kontroli i rejestracji powstających znacznikowych śladów wizualny sposób ujawnia powierzchowne несплошности (pęknięcia, zachody słońca, rozwarstwienia).

Jeśli nie ma możliwości zapewnienia wymaganej zgodnie z GOST 18442 czystość powierzchni kontrolowanego produktu, kapilarne kontrola musi być wymieniony na MK.

7.2 Artykuł дефектоскопический kontrola

7.2.1 Sekcja zwłok i ДДК rurociągów przeprowadza się w celu potwierdzenia i ustalenia rodzaju i parametrów defektów wykrytych na podstawie wyników ITD, АЭК i ED.

7.2.2 Specjalista, który prowadzi ДДК, do obiektywnej oceny wyników i strefy kontroli musi być zapewniony pełnej informacji o wszystkich wadach, znajdujących się na mierzonej części.

7.2.3 Kolejność przeprowadzenia ДДК:

— prace przygotowawcze;

— VIC, zadaniami, które są wykrycie w strefie kontroli powierzchniowych wad (ryzyko, łobuzy, pęknięcia wszystkich rodzajów, korozja), w tym zidentyfikowanych podczas ITD, a także pomiar parametrów stwierdzonych wad;

— wykrycie wad, w tym wewnętrznych i pomiar (wyjaśnienie) ich parametrów innymi metodami NDT (CPO, UT, MK, kapilarne kontrola).

7.3 Określenie planowo-wysokiego położenia i głębokości rurociągu

7.3.1 Definicja planowo-wysokiego położenia i głębokości rurociągu przeprowadza się w celu wykrycia nieprawidłowości głębokości rurociągu od wartości projektowych i pomiary poziomych przemieszczeń rurociągu podczas eksploatacji.

7.3.2 Definicja planowo-wysokiego położenia i głębokości rurociągu przeprowadza się zgodnie z wymaganiami SP 11−104−97 [2].

8 Электрометрическое diagnozowanie

8.1 Przygotowanie do przeprowadzenia электрометрического diagnozowania

ED stosowane na rurociągach podziemnych uszczelki. Do przeprowadzenia ED rurociągu powinna być określona kategoria odporności na zagrożenia, montowany na podstawie dokumentacji projektowej, dokumentacji eksploatacyjnej, a także na podstawie wyników poprzedniego technicznego diagnostyki rurociągów. Kategorię działek w odporności na zagrożenia określają na podstawie GOST R 51164.

8.2 Ilość i skład prac электрометрическому diagnozowania

8.2.1 Ilość i skład prac ED odcinka rurociągu określona w TK i może obejmować:

— badanie i analizę danych statystycznych na temat korozji stanu badanego odcinka rurociągu;

— badania dla oceny korozyjne stanu rurociągu;

— badania dla oceny stanu izolacji rurociągu;

— sprawdzenie sprawności izolacji połączeń;

— określanie stanu technicznego środków ЭХЗ (УКЗ, УДЗ, УГЗ) i środków ich kontroli;

— określenie wpływu NAPIĘCIU 110 kv i powyżej w miejscach ich skrzyżowania i zbliżenia z MN (МНПП) i kabli 10 kv w miejscach ich przecięcia z MN (МНПП);

— określenie wpływu na ЭХЗ ochronne, uziemień urządzeń MN (МНПП);

— określenie skuteczności ЭХЗ;

— określenie agresywności korozyjnej gruntu;

— ocenę wpływu prądów błądzących od źródeł prądu stałego i zmiennego prądu na MN (МНПП) zgodnie z wymaganiami GOST 9.602;

— określenie ewentualnego wpływu ЭХЗ na sąsiednie i sąsiednie budynki.

8.2.2. W przypadku stwierdzenia, na podstawie wyników электрометрических pomiarów w lidze mistrzów MN (МНПП) zmniejszenia rezystancji izolacji poniżej wartości ustalonych w GOST R 51164 dla używanego na rurociągu rodzaju izolacji, wyznaczają miejsca uszkodzenia powłoki ochronnej poszukiwaczem uszkodzeń izolacji, spędzają ДДК ścianki rury.

8.2.3 Również dane ED mogą być potwierdzone wynikami ITD.

9 publikacja wyników diagnostyki technicznej

9.1 Wymagania do zawartości

9.1.1 Wymagania do treści raportowania dokumentacji w zakresie diagnozowania organizacja pracy określa w TK na przeprowadzenie prac w zakresie diagnozowania.

9.1.2 dokumentacja Sprawozdawcza w zakresie diagnozowania powinna zawierać:

— dane techniczne sprzętu diagnostycznego;

— parametry badanego rurociągu;

— zezwolenia wykonawcy technicznej, diagnostyki, potwierdzające prawo do prowadzenia prac;

— dokumenty (akty, listy kontrolne), wystawiane przez jednostki w procesie prowadzenia prac diagnostycznych, w tym wyniki przygotowanie rurociągów i urządzeń diagnostycznych;

— informacje na temat lokalizacji punktów pomiarowych;

— listy elementów konstrukcyjnych rurociągów;

— listy stwierdzonych wad i cech rurociągu;

— wyniki weryfikacji danych;

— wyniki analizy otrzymanych danych;

— wyniki obliczeń na wytrzymałość i trwałość;

— informacje o awariach sprzętu diagnostycznego, naruszenia technologii przygotowania i przeprowadzenia prac diagnostycznych, a także wszelkie odchylenia kolejności prowadzenia prac diagnostycznych od ustawionego dokumentu normatywnego wykonawcy technicznego diagnozowania i/lub działających organizacji.

9.2 Wymagania edytorskie

9.2.1 Na podstawie wyników diagnostyki technicznej sporządza zapisy, zgodnie z wymaganiami TK (umowa na przeprowadzenie diagnostyki technicznej).

9.2.2 zapisy w zakresie diagnozowania zawierają w skład dokumentacji wykonawczej kończyć budowę odcinek rurociągu.

9.2.3 Przechowywanie raportowania dokumentacji odbywa się zgodnie z wymaganiami GOST 2.501:

— cała dokumentacja sprawozdawcza, przyjęte na przechowanie, jest rejestrowany w инвентарной książce;

— każdy raport powinien być nadany indywidualny numer katalogowy.

9.2.4 zapisy na podstawie wyników diagnostyki technicznej przechowują:

— na papierze — po jednym egzemplarzu u organizacji działających rurociąg, i u wykonawcy diagnostyki technicznej;

— w formie elektronicznej (cd-rom CD-ROM, status «do odczytu») — po jednym egzemplarzu u organizacji działających rurociąg, i wykonawca technicznego diagnozowania.

9.2.5 Okres przechowywania raportowania dokumentacji na podstawie wyników diagnostyki technicznej MN (МНПП):

— w formie papierowej — do transmisji na przechowywanie wyników następnego (zwyczajnego lub nadzwyczajnego) technicznego diagnozowania tego rurociągu, ale nie mniej niż 12 lat;

— w formie elektronicznej (cd-rom CD-ROM, status «do odczytu») — do wycofania obiektu z eksploatacji.

9.2.6 Zniszczenie raportowania dokumentacji wykonanej w formie papierowej, przeprowadza się na podstawie rozporządzenia w sprawie organizacji, w którym przechowywana jest dokumentacja sprawozdawcza.

9.2.7 Pierwotne wyniki technicznego diagnozowania MN (МНПП) są przechowywane w formie elektronicznej, wykonawca technicznego diagnostyki do wycofania obiektu z eksploatacji.

Bibliografia