ГОСТ Р 54907-2012

ГОСТ Р 54907-2012 Магістральний трубопровідний транспорт нафти та нафтопродуктів. Технічне діагностування. Основні положення

ГОСТ Р 54907-2012

НАЦІОНАЛЬНИЙ СТАНДАРТ РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ

Магістральний трубопровідний транспорт нафти та нафтопродуктів

ТЕХНІЧНЕ ДІАГНОСТУВАННЯ

Основні положення

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

ГКС 19.100

Дата введення 2012-10-01

Передмова

Цілі та принципи стандартизації в Російській Федерації встановлені Федеральним законом від 27 грудня 2002 N 184-ФЗ «Про технічне регулювання», а правила застосування національних стандартів Російської Федерації - ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизація в Російській Федерації. Основні положення"

Відомості про стандарт

1 РОЗРОБЛЕН Товариством з обмеженою відповідальністю «Науково-дослідний інститут транспорту нафти та нафтопродуктів» (ТОВ «НДІ ТНН»), Відкритим акціонерним товариством «Центр технічної діагностики» (ВАТ «ЦТД «Діаскан»)

2 ВНЕСЕН ПІДКОМІТЕТОМ П. К. 7 «Магістральний трубопровідний транспорт нафти та нафтопродуктів» технічного комітету зі стандартизації ТК 23 «Техніка та технології видобутку та переробки нафти та газу"

3 ЗАТВЕРДЖЕНИЙ І ВВЕДЕНИЙ У ДІЮ Наказом Федерального агентства з технічного регулювання та метрології від 24 травня 2012 р. N 75-ст

4 У цьому стандарті враховано основні нормативні положення таких міжнародних та американських національних стандартів:

- ІСО 13623:2009 * «Нафтова та газова промисловість. Системи трубопровідного транспорту» (ІSO 13623:2009 «Petroleum and natural gas industries — Pipeline transportation systems»);
________________
* Доступ до міжнародних та зарубіжних документів, згаданих тут і далі за текстом, можна отримати, перейшовши за посиланням на сайт shop.cntd.ru. - Примітка виробника бази даних.

- ІСО 15649:2001 «Промисловість нафтова та газова. Система труб» (ІSO 15649:2001 «Petroleum and natural gas industries. Piping»);

- API STD 2610 «Проектування, спорудження, експлуатація, обслуговування та інспекція обладнання терміналів та резервуарів» (API STD 2610 «Design, construction, operation, maintenance, and inspection of terminal & tank facilities»);

- API STD 1163 "Вимоги до систем внутрішньотрубного діагностування" (API STD 1163 "In-line inspection systems qualification standard");

- ANSI/ASME В 31.4 "Системи трубопровідного транспортування рідких вуглеводнів та інших рідин" (ANSI/ASME В 31.4 "Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids").

5 У цьому стандарті враховано вимоги:

- Федерального закону від 21.07.1997 N 116-ФЗ «Про промислову безпеку небезпечних виробничих об'єктів»;

- Федерального закону від 21.12.1994 N 69-ФЗ «Про пожежну безпеку»;

- Федерального закону від 27.12.2002 N 184-ФЗ «Про технічне регулювання»;

- Федерального закону від 30.12.2009 N 384-ФЗ «Технічний регламент про безпеку будівель та споруд»;

- Технічного регламенту "Про безпеку обладнання для роботи у вибухонебезпечних середовищах", затвердженого постановою Уряду Російської Федерації від 24.02.2010 N 86;

- Технічного регламенту «Про безпеку машин та обладнання», затвердженого постановою Уряду Російської Федерації від 15.09.2009 N 753

6 ВВЕДЕНО ВПЕРШЕ


Інформація про зміни до цього стандарту публікується в інформаційному покажчику «Національні стандарти», що щорічно видається, а текст змін і поправок — у щомісячно видаваних інформаційних покажчиках «Національні стандарти». У разі перегляду (заміни) або скасування цього стандарту відповідне повідомлення буде опубліковане у щомісячному інформаційному покажчику «Національні стандарти». Відповідна інформація, повідомлення та тексти розміщуються також в інформаційній системі загального користування - на офіційному сайті Федерального агентства з технічного регулювання та метрології в мережі Інтернет

1 Область застосування

1.1 Цей стандарт встановлює основні положення щодо виконання технічного діагностування та поширюється на трубопроводи лінійної частини магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів), закінчені будівництвом, після реконструкції, капітального ремонту, що знаходяться в експлуатації, в консервації та режимі утримання в безпечному стані.

1.2 Цей стандарт не поширюється:

- на трубопроводи для зріджених вуглеводневих газів та їх сумішей, нестабільного бензину та конденсату нафтового газу, інших зріджених вуглеводнів з пружністю насичених пар при температурі 20 °C понад 0,2 МПа; трубопроводи, що транспортують газоподібні середовища;

- магістральні нафтопроводи (нафтопродуктопроводи) з багатофазним продуктом, що перекачується (рідина з газом);

- Промислові трубопроводи.

Цей стандарт призначений для застосування організаціями:

- Експлуатують магістральні нафтопроводи (нафтопродуктопроводи);

- Замовниками проведення технічного діагностування;

- Виконують технічне діагностування магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів);

- виконують проектування, будівництво, капітальний ремонт та реконструкцію магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів);

- здійснюють контроль за будівництвом, капітальним ремонтом та реконструкцією магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів);

- Проводять навчання та перевірку знань персоналу, що виконує експлуатацію, будівництво, капітальний ремонт, реконструкцію, технічне діагностування магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів).

2 Нормативні посилання

У цьому стандарті використано нормативні посилання на такі стандарти:

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги до захисту від корозії

ГОСТ 2.501-88 Єдина система конструкторської документації. Правила обліку та зберігання

ГОСТ 9.602-2005 Єдина система захисту від корозії та старіння. Споруди підземні. Загальні вимоги до захисту від корозії

ГОСТ 14782-86 Контроль неруйнівний. З'єднання зварені. Методи ультразвукові

ГОСТ 18442-80 Контроль неруйнівний. Капілярні методи. Загальні вимоги

ГОСТ 20415-82 Контроль неруйнівний. Методи акустичні. загальні положення

ГОСТ 21105-87 Контроль неруйнівний. Магнітопорошковий метод

ГОСТ 23479-79 Контроль неруйнівний. Методи оптичного вигляду. Загальні вимоги

Примітка — При користуванні цим стандартом доцільно перевірити дію стандартів посилань в інформаційній системі загального користування — на офіційному сайті Федерального агентства з технічного регулювання та метрології в мережі Інтернет або за щорічно видається інформаційному покажчику «Національні стандарти», опублікованому станом на 1 січня , та за відповідними інформаційними покажчиками, що щомісяця видаються, опублікованими в поточному році. Якщо стандарт посилається (змінений), то при користуванні цим стандартом слід керуватися замінним (зміненим) стандартом. Якщо стандарт зв'язку скасовано без заміни, то положення, в якому дано посилання на нього, застосовується в частині, що не зачіпає це посилання.

3 Терміни та визначення

У цьому стандарті застосовані такі терміни з відповідними визначеннями:

3.1 акустико-емісійний контроль: Вид неруйнівного контролю, заснований на аналізі параметрів пружних хвиль, що випромінюються об'єктом контролю.

3.2 верифікація: Підтвердження на основі подання об'єктивних свідоцтв того, що встановлені вимоги було виконано.

3.3 візуальний та вимірювальний контроль: Вид неруйнівного контролю, при якому первинна інформація сприймається органами зору безпосередньо або з використанням оптичних приладів, що не є контрольно-вимірювальними (наприклад, за допомогою лупи), а вимірювання здійснюються засобами вимірювань геометричних величин.

3.4 внутрішньотрубне діагностування: Вид технічного діагностування, що складається з комплексу робіт, що забезпечують отримання інформації про дефекти, зварні шви, особливості трубопроводу та їх місцезнаходження, з використанням внутрішньотрубних інспекційних приладів, в яких реалізовані різні види неруйнівного контролю, для виявлення на основі цієї інформації характер дефектів.

3.5 внутрішньотрубний інспекційний прилад: Пристрій, що переміщується всередині трубопроводу потоком продукту, що перекачується, забезпечений засобами контролю та реєстрації даних про дефекти та особливості стінки трубопроводу, зварних швів та їх місцезнаходження.

3.6 допоміжні трубопроводи: Нафтопроводи (нафтопродуктопроводи) дренажу та витоків від насосних агрегатів, дренажних фільтрів-грязевловлювачів, регуляторів тиску, скидання тиску від запобіжних клапанів, обв'язування ємностей скидання та гасіння ударної хвилі, відкачування з ємностей збору та витоків.

3.7 дефект геометрії трубопроводу: Дефект, що викликає зміну прохідного перерізу труби внаслідок зміни форми у поперечному перерізі.

3.8 . Дефект нафтопроводу (нафтопродуктопроводу): Відхилення параметрів (характеристик) нафтопроводів (нафтопродуктопроводів) або їх елементів від вимог, встановлених у нормативних документах.

3.9 . Додатковий дефектоскопічний контроль: Комплекс робіт, що проводяться з метою уточнення параметрів дефектів ділянки після виконання внутрішньотрубного діагностування, акустико-емісійного контролю або електрометричного діагностування.

3.10 запасування: Комплекс робіт, що проводяться на майданчику вузла пуску засобів очищення та діагностування з метою розміщення засобів очищення та діагностування у камері пуску.

3.11 інтерпретація даних внутрішньотрубного діагностування: Розшифрування отриманої в електронному вигляді в результаті внутрішньотрубного діагностування інформації, зафіксованої під час пропуску трубопроводом внутрішньотрубним інспекційним приладом, про дефекти та особливості стінки трубопроводу, зварних швів та їх місцезнаходження на трубопроводі.

3.12 виконавець технічного діагностування: Організація, яка взяла він зобов'язання щодо проведення робіт з технічного діагностування на об'єкті.

3.13 камери пуску та прийому засобів очищення та діагностування: Обладнання лінійної частини магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), призначене для запасування засобів очищення та діагностування (в т.ч. поршнів-розділювачів та герметизаторів) у трубопровід та їх вилучення з трубопроводу.

3.14 Капілярний контроль: Метод неруйнівного контролю, що використовує можливості проникнення спеціальних рідин у несплошності на поверхні об'єкта контролю з метою їх виявлення.

3.15 лінійна частина магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу): Складова частина магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), що складається з трубопроводів (включаючи запірну та іншу арматуру, переходи через природні та штучні перешкоди), установок електрохімічного захисту від корозії, уздовж трасових ліній електропередачі, споруд технологічного зв'язку та інших пристроїв та споруд. нафтопродуктів).

3.16 магістральний нафтопровід (нафтопродуктопровід): Єдиний виробничо-технологічний комплекс, що складається з трубопроводів і пов'язаних з ними станцій, що перекачують, сховищ нафти (нафтопродуктів), відповідних вимогам чинного законодавства Російської Федерації в галузі технічного регулювання, та інших технологічних об'єктів, що забезпечує транспорт здачу нафти (нафтопродуктів), відповідних вимог чинного законодавства Російської Федерації, від пунктів прийому до пунктів здачі споживачам чи перевалку інший вид транспорту.

3.17 магнітопорошковий контроль: Метод неруйнівного контролю, що використовує виявлення дефектів металевих виробів тяжіння частинок магнітного порошку силами неоднорідних магнітних полів, що виникають на поверхні виробу за наявності в ньому поверхневих і підповерхневих дефектів.

3.18 маркерний знак: Пізнавальний знак трубопроводу біля.

Примітка - Встановлюється на лінійній частині магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу) з відстанню між сусідніми маркерними знаками не більше 2 км, а також на переходах магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу) через природні та штучні перепони. Розташування маркерних знаків має бути незмінним. Прив'язка маркерних знаків біля повинна бути відображена в паспортах магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу) на переходи через водні перешкоди і лінійну частину.

3.19 маркерний пункт: Заздалегідь обрана точка на поверхні землі над віссю трубопроводу у місці встановлення маркерного передавача, призначеного для точної прив'язки до місцевості даних внутрішньотрубного діагностування.

3.20 зовнішнє діагностування трубопроводу: Технічне діагностування, яке проводиться із зовнішньої поверхні трубопроводу, без введення обладнання в порожнину трубопроводу.

3.21 неруйнівний контроль: Контролює відповідність параметрів технічних пристроїв, матеріалів, виробів, деталей, вузлів, зварних з'єднань вимогам нормативних документів, за яких не порушується придатність об'єкта контролю до застосування та експлуатації.

3.22 трубопроводи, що знаходяться в консервації та режимі утримання в безпечному стані: Магістральні та технологічні нафтопроводи (нафтопродуктопроводи), тимчасово виведені відповідно до проектної документації з експлуатації, що зберігаються у справному технічному стані протягом заданого терміну консервації, після закінчення якого можуть бути розконсервовані та введені в експлуатацію.

3.23 очисний пристрій (скребок): Внутрішньотрубний пристрій, призначений для проведення очищення внутрішньої порожнини та стінок трубопроводу від парафіну та асфальтосмолопарафінових відкладень, сторонніх предметів, забруднень.

3.24 січучі засувки: Засувки, призначені для технологічного поділу систем [технологічні вузли, що перекачують станції, лінійна частина магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу)], з'єднаних трубопроводами.

3.25 скребок-калібр: Внутрітрубний пристрій призначений для оцінки мінімальної величини прохідного перерізу трубопроводу, що визначається перед запуском очисних скребків або внутрішньотрубних інспекційних приладів.

3.26 засоби очищення та діагностування: Пристрої, що переміщуються всередині нафтопроводу (нафтопродуктопроводу) потоком продукту, що перекачується, призначені для виконання очищення або технічного діагностування трубопроводу (залежно від типу засобів очищення та діагностування).

3.27

3.28 технічне завдання на проведення робіт з технічного діагностування: Документ, що містить мету, порядок, обсяг технічного діагностування, а також вихідні дані, необхідні для проведення діагностування визначених у технічному завданні об'єктів та випуску технічного звіту.

3.29 вузол пуску засобів очищення та діагностування: Виробничий майданчик з комплексом взаємопов'язаного обладнання, призначеного для проведення технологічних операцій із запасування та пуску внутрішньотрубних очисних, діагностичних та розділових пристроїв у потоці продукту, що перекачується, в магістральному нафтопроводі (нафтопродуктопроводі).

3.30 вузол прийому засобів очищення та діагностування: Виробничий майданчик з комплексом взаємопов'язаного обладнання, призначеного для проведення технологічних операцій з прийому та вилучення внутрішньотрубних очисних, діагностичних, розділових та герметизуючих пристроїв із магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів).

3.31 вузол пропуску засобів очищення та діагностування: Виробничий майданчик з розташованою на ньому технологічною обв'язкою трубопроводів, що забезпечує пропуск внутрішньотрубних очисних, діагностичних, розділових та герметизуючих пристроїв магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів) як із зупинкою, так і без зупинки перекачувальної станції:

- прийом засобів очищення та діагностики в камеру пропуску, запуск засобів очищення та діагностики з камери пропуску;

- Пропуск засобів очищення та діагностики без зупинки через непрацюючу станцію.

3.32 Ультразвуковий контроль: Акустичний метод неруйнівного контролю якості, що використовує для виявлення дефектів пружні хвилі ультразвукового діапазону, що вводяться у виріб (зварне з'єднання) ззовні і відбиваються від дефектів або розсіюються на них.

3.33 електрометричне діагностування: Вид технічного діагностування, що забезпечує отримання інформації про технічний стан трубопроводу шляхом вимірювання та реєстрації електричних параметрів, що безпосередньо чи опосередковано характеризують стан системи захисту від корозії металу трубопроводу та рівень його захищеності, а також характеризує ступінь корозійної небезпеки середовища, що оточує трубопровід.

4 Скорочення

У цьому стандарті застосовані такі скорочення:

АЕК - акустико-емісійний контроль;

ВІК - візуальний та вимірювальний контроль;

ВІП - внутрішньотрубний інспекційний прилад;

ПЛ - повітряна лінія;

ВТД – внутрішньотрубне діагностування;

ДДК – додатковий дефектоскопічний контроль;

КВП - контрольно-вимірювальні прилади;

КПП СОД - камери пуску та прийому засобів очищення та діагностування;

ЛЧ - лінійна частина;

МК - магнітопорошковий контроль;

МН - магістральний нафтопровід;

МНВП - магістральний нафтопродуктопровід;

ПК - неруйнівний контроль;

ОУ - очисний пристрій;

СОД - засіб очищення та діагностування;

ТЗ – технічне завдання;

УГЗ - встановлення гальванічного захисту;

УДЗ - встановлення дренажного захисту;

УЗК - ультразвуковий контроль;

УКЗ - встановлення катодного захисту;

УТ - ультразвукова товщинометрія;

ЕД – електрометричне діагностування;

ЕХЗ – електрохімічний захист.

5 Загальні положення

5.1 Визначення цілей та завдань технічного діагностування

Проведення технічного діагностування починається з визначення експлуатуючою організацією цілей та завдань технічного діагностування, а також визначення вимог до виконавця технічного діагностування.

Серед завдань технічного діагностування - виявлення та ідентифікація певних типів дефектів з необхідною точністю. До основних вимог до точності виявлення дефектів відносяться:

- Точність визначення розмірів дефектів;

- точність визначення положення дефектів на трубопроводі в поздовжньому напрямку (дистанція) та на колі поперечного перерізу трубопроводу (кут).

Експлуатуюча організація на підставі сформульованих завдань та вимог формує ТЗ на проведення робіт з технічного діагностування. У ТЗ можуть вказуватися вимоги до видів та методів проведення технічного діагностування та обсягів контролю.

Керуючись отриманими від експлуатуючої організації відомостями, виконавець технічного діагностування формує пропозиції щодо проведення технічного діагностування з використанням діагностичного обладнання та методик, що відповідають вимогам, встановленим в експлуатуючій організації.

5.2 Види технічного діагностування

5.2.1 У цьому стандарті розглянуто такі види технічного діагностування, що застосовуються на об'єктах, що входять до сфери поширення цього стандарту:

- ВТД відповідно до розділу 6;

- зовнішнє діагностування методами ПК відповідно до розділу 7;

- ЕД відповідно до розділу 8.

5.2.2 ВТД застосовують при обстеженні ЛЧ МН (МНПП) з метою виявлення дефектів геометрії трубопроводів, дефектів стінки труби та зварних швів.

5.2.3 Зовнішнє діагностування методами ПК застосовують під час обстеження елементів ЛЧ МН (МНПП), на яких, внаслідок їх конструктивних особливостей, не проводять ВТД.

5.2.4 Зовнішнє діагностування методами ПК (ДДК) проводять на трубопроводах, обстежених ВІП з метою верифікації даних ВТД та на ділянках з відсутністю діагностичної інформації ВІП. При цьому можуть бути використані методи контролю, наведені у 7.1.

5.2.5 ЕД застосовують при обстеженні ЛЧ МН (МНВП) для оцінки стану ізоляційного покриття, визначення корозійного стану ЛЧ МН (МНВП), причини та швидкості корозії, оцінки стану засобів ЕХЗ.

5.2.6 За відсутності можливості проведення ВТД визначення технічного стану трубопроводу проводять на підставі:

- аналізу технічної документації на трубопровід;

- обстеження корозійного стану та стану протикорозійного захисту трубопроводу;

- визначення планово-висотного положення та глибини залягання трубопроводу згідно з 7.3;

- Обстеження трубопроводу методом АЕК;

- проведення ДДК на ділянках трубопроводів з потенційними дефектами стінки труби, зварних швів, ізоляційного покриття за результатами АЕК та обстеження корозійного стану трубопроводу згідно з 7.2;

- Проведення ВІК згідно 7.1.2.2 ;

- Проведення УЗК згідно 7.1.3.1 ;

- Проведення УТ згідно 7.1.3.1 ;

- Проведення МК згідно 7.1.4.1 ;

- Проведення капілярного контролю згідно 7.1.4.2 .

5.3 Вимоги до виконавця технічного діагностування

Виконавець технічного діагностування повинен мати:

- Лабораторію ПК, компетентність якої підтверджена документально відповідно до законодавства Російської Федерації. Замовник проведення технічного діагностування має право пред'явити додаткові документовані вимоги до компетенції лабораторії ПК виконавця технічного діагностування відповідно до нормативних документів організації — власника об'єкта контролю та перевірити лабораторію ПК на відповідність цим вимогам;

- Вимірювальні прилади та обладнання, необхідні для проведення заявлених видів робіт з технічного діагностування, укомплектовані дозвільною документацією, оформленою в установленому порядку;

- документи, що підтверджують кваліфікацію персоналу, достатню для проведення заявлених робіт з технічного діагностування, а також знання правил безпеки під час виконання цих робіт;

- Документований процес проведення заявлених видів технічного діагностування.

Документований процес проведення технічного діагностування має містити такі обов'язкові процедури:

- аналіз представлених експлуатуючою організацією технічних документів (ТЗ, опитувальний лист) з метою визначення технічної можливості проведення технічного діагностування та підбору необхідного діагностичного обладнання;

- Підготовку діагностичного обладнання до проведення технічного діагностування;

- Проведення технічного діагностування на об'єкті контролю;

- Проведення оцінки пропуску ВІП;

- Аналіз результатів технічного діагностування;

- Верифікацію результатів технічного діагностування;

- Підготовку та передачу експлуатуючої організації звітної документації за результатами технічного діагностування.

Виконавець технічного діагностування повинен керуватися нормативними правовими актами та технічними документами, які встановлюють правила проведення робіт на небезпечних виробничих об'єктах.

6 Внутрітрубне діагностування

6.1 Визначення вимог до внутрішньотрубного діагностування

6.1.1 Перед проведенням ВТД експлуатуюча організація повинна надати виконавцю технічного діагностування інформацію про параметри трубопроводів та пов'язані з ними обмеження. Ця інформація може бути надана у вигляді заповнених опитувальних листів для визначення можливості застосування ВІП на трубопроводі.

6.1.2 До складу інформації, що надається експлуатуючою організацією, входять:

- Протяжність, зовнішній діаметр, товщина стінки трубопроводу;

— параметри трубопровідної арматури (запірна та запобіжна арматура, трійники, патрубки) та вигинів (відводів) трубопроводу, через які проходить ВІП, такі як: мінімальний прохідний переріз, товщина стінки, виступ всередину трубопроводу, радіус та кут вигину осі трубопроводу, наявність захисних грат ;

- Типи труб, що використовуються, зварних з'єднань;

- мінімальні відстані між трубопровідною арматурою та відводами;

— параметри вузлів пуску та прийому СОД;

— параметри продукту, що перекачується (вид рідини, в'язкість, щільність, хімічний склад, температура);

- Параметри потоку (напрямок, швидкість, тиск);

— відомості щодо очищення трубопроводу.

6.1.3 Для проведення ВТД трубопровід повинен бути обладнаний вузлами пуску та прийому СОД.

6.1.4 Виконавець технічного діагностування, керуючись поставленими цілями та завданнями експлуатуючої організації, на підставі проведеного аналізу інформації про трубопровод, що підлягає ВТД, визначає типи та перелік ВІП, необхідних для проведення ВТД.

6.1.5 Виконавець технічного діагностування надає експлуатуючій організації відомості з технічних характеристик ВІП, що підтверджує можливість їх застосування виконати ВТД відповідно до вимог ТЗ.

6.1.6 До введення в експлуатацію новозбудованих трубопроводів, а також після завершення будівельно-монтажних робіт з реконструкції або капітального ремонту трубопроводів має бути проведено їх ВТД та у встановленому порядку усунуто дефекти, виявлені за результатами ВТД. Усунення дефектів повинне виконуватися силами та за рахунок підрядної організації, яка здійснює будівництво.

6.2 Вибір внутрішньотрубного інспекційного приладу

6.2.1 Визначення придатності

6.2.1.1 З метою забезпечення високої якості ВТД експлуатуюча організація та виконавець технічного діагностування здійснюють взаємодію під час аналізу відповідності технічних можливостей ВІП поставленим завданням ВТД.

6.2.1.2 Точність та здатність виявлення використовуваного ВІП та виду ВТД повинні бути підтверджені відповідними дослідженнями.

6.2.1.3 Мінімальний розмір виявленого ВІП дефекту (відповідно до технічних характеристик ВІП) повинен бути меншим або дорівнює розмірам передбачуваних для виявлення дефектів відповідно до ТЗ.

6.2.1.4 Точність визначення місця розташування дефектів та особливостей трубопроводу, що забезпечується ВІП, має бути достатньою для виявлення даних дефектів та особливостей на трубопроводі.

6.2.1.5 Вищевказані перевірки виконують з урахуванням наявної інформації про товщину стінки труб.

6.2.1.6 Максимальна дистанція, що обстежується ВІП, обмежена механічними властивостями (зносостійкість, ресурс механічних вузлів ВІП) повинна перевищувати протяжність діагностованої ділянки трубопроводу. При цьому також необхідно враховувати стан внутрішньої порожнини трубопроводу (наявність абразивних домішок, шорсткість стінки труб), оскільки він впливає на знос елементів ВІП. При плануванні ВТД необхідно враховувати максимальну дистанцію та час роботи ВІП, обмежені ресурсом вбудованого джерела живлення ВІП та обсягом пристрою ВІП.

6.2.2 Визначення сумісності

6.2.2.1 З метою попередження зупинки ВІП у порожнині трубопроводу (застрявання), яка може призвести до зупинки потоку та необхідності проведення робіт із вилучення ВІП з порушенням цілісності трубопроводу, а також з метою попередження втрати діагностичних даних та пошкодження ВІП експлуатуюча організація та виконавець технічного діагностування проводять аналіз можливості безпечного пропуску ВІП трубопроводом. При цьому виконують такі перевірки:

- Мінімально допустимий діаметр проходження ВІП має значення менше мінімального прохідного перерізу трубопроводу;

— параметри ВІП щодо проходження трубопровідної арматури (в т.ч. трійники без захисних ґрат) та вигинів трубопроводу (відводів) дозволяють здійснити його пропуск по трубопроводу;

- мінімальні відстані між трубопровідною арматурою та вигинами трубопроводу забезпечують проходження ВІП без зупинки;

— параметри вузлів пуску та прийому СОД, якими обладнаний трубопровід, забезпечують безпечне запасування, пуск, прийом та вилучення ВІП;

— режим роботи трубопроводу (швидкість потоку, тиск на всій довжині трубопроводу), що використовується під час ВТД, забезпечує переміщення ВІП зі швидкістю в допустимому (відповідно до технічних характеристик ВІП) діапазоні;

— значення температури продукту, що перекачується, знаходиться в допустимому (відповідно до технічних характеристик ВІП) діапазоні.

6.2.2.2 За наявності відхилень та невідповідностей, виявлених за результатами перевірки, проведеної відповідно до 6.2.2.1 , експлуатуюча організація та виконавець технічного діагностування роблять наступні дії:

- усунення невідповідностей експлуатуючою організацією;

- спільну розробку заходів, що забезпечують безпечне проведення ВТД ВІП із наявними невідповідностями;

— доопрацювання виконавцем технічного діагностування технічних характеристик ВІП з метою приведення його у відповідність до параметрів трубопроводу;

- Заміну ВІП.

6.3 Порядок підготовки трубопроводу до пропуску внутрішньотрубного інспекційного приладу

6.3.1 Перед початком ВТД з метою недопущення пошкодження трубопроводу, його елементів та діагностичного обладнання експлуатуюча організація та виконавець технічного діагностування повинні переконатися, що обране діагностичне обладнання може бути безперешкодно пропущено трубопроводом. Для цього експлуатуюча організація зобов'язується повідомляти виконавця технічного діагностування про будь-які зміни геометрії трубопроводу, а також про робочі умови (швидкість потоку, внутрішній тиск, температура перекачуваного продукту та інші параметри відповідно до 6.2). Виконавець технічного діагностування має підтвердити наявність необхідної для виконання робіт кількості кваліфікованих спеціалістів.

6.3.2 Підготовка трубопроводу до проведення пропуску ВІП

6.3.2.1 Перед проведенням ВТД трубопровід повинен бути відкалібрований та очищений.

6.3.2.2 Калібрування трубопроводу проводять пропуском трубопроводом скребка-калібру або іншого внутрішньотрубного пристрою, що дозволяє оцінити мінімальний прохідний переріз трубопроводу. Виявлений мінімальний прохідний переріз має бути зафіксований відповідним документом, що входить до складу звітної документації з технічного діагностування.

6.3.2.3 Для пропуску СОД трубопроводом значення мінімально допустимого прохідного перерізу трубопроводу для СОД не повинно перевищувати виявленого мінімального прохідного перерізу трубопроводу.

6.3.2.4 Для отримання якісної діагностичної інформації внутрішня порожнина трубопроводу має бути очищена. З метою очищення порожнини трубопроводу перед ВТД серед інших методів (очищення порожнини трубопроводу реагентами, пропуск гелевих поршнів) застосовують внутрішньотрубні ОУ.

6.3.2.5 Під час проведення пропусків ОУ трубопроводом необхідно контролювати ефективність очищення, оцінюючи після кожного пропуску кількість продуктів очищення, що витягуються з камери прийому з ОУ, а також тенденцію до скорочення обсягів продуктів очищення по відношенню до попередніх пропусків ОУ.

6.3.2.6 Результатом очищення вважають сукупність інформації про кількість продуктів очищення, що приносяться ОУ (в т.ч. сторонніх предметів) і про технічний стан ОУ (наявність пошкоджень, величина зносу змінних частин).

6.3.2.7 За відсутності позитивної тенденції до очищення трубопроводу (зниження продуктів очищення від пропуску до пропуску) необхідно вжити заходів щодо коригування плану пропуску ОУ (технологічної схеми очищення), а також (за потреби) щодо заміни типів застосовуваних ОУ.

6.3.2.8 Перед пропуском ВІП повинен бути проведений контроль якості очищення трубопроводу за допомогою пропуску найбільш ефективного із застосовуваних ОУ з оформленням результатів контролю відповідним документом, який має входити до складу звітної документації з технічного діагностування.

6.3.2.9 Позитивним результатом контролю якості очищення вважається результат очищення трубопроводу контрольним ОУ, при якому кількість одержаних продуктів очищення не перевищує встановлених виконавцем технічного діагностування норм (критеріїв очищення).

6.3.2.10 У ході та після завершення очищення до завершення комплексу робіт з ВТД, під час підготовки до якого проводилося очищення, забороняється:

— проводити розмив донних відкладень резервуарів на станціях, що перекачують, технологічної ділянки трубопроводу, до складу якої входить діагностована ділянка;

- проводити очищення та промивання резервних ниток і лупінгів на діагностованій ділянці трубопроводу.

6.3.2.11 За наявності ризику пошкодження конструктивних елементів ВІП у трубопроводі через відсутність інформації про параметри трубопроводу, що впливають на прохідність ВІП, або з інших причин, виконавець технічного діагностування може прийняти рішення про необхідність додаткового пропуску внутрішньотрубного пристрою для оцінки можливості проходження ВІП ділянкою трубопроводу без пошкоджень та порушення працездатності вимірювальної системи.

6.3.2.12 Під час підготовки до проведення робіт з ВТД на МН (МНВП), закінчених будівництвом, а також після реконструкції та капітального ремонту повинні бути визначені способи забезпечення пересування внутрішньотрубних СОД (пропуск водою або іншою технологічною рідиною, пропуск стисненим повітрям або іншим інертним газом, протягування тросом) в діагностованих МН (МНВП). При цьому необхідно враховувати паспортні характеристики СОД щодо забезпечення необхідних для їх роботи температури, швидкості руху, мінімального перепаду тиску для руху. Також слід враховувати вплив температури навколишнього середовища на робоче середовище (продукт перекачування), що використовується для забезпечення руху СОД, для запобігання явищам кристалізації в трубопроводі, що діагностується.

6.3.2.13 Перед проведенням пропуску обладнання для діагностування (до початку робіт із запасування ВІП) експлуатуюча організація виконує перевірку повного (100%) відкривання лінійної запірної арматури та повідомляє про готовність виконавця технічного діагностування.

6.3.3 Підготовка діагностичного обладнання до проведення ВТД

6.3.3.1 Перед пропуском ВІП відбувається функціональні тести. При цьому мають бути підтверджені:

- Працездатність вбудованих засобів ВІП, що забезпечують вибухобезпечність при проведенні робіт;

- Працездатність вбудованої системи енергопостачання ВІП;

- правильність роботи вимірювальних систем ВІП, включаючи одометричну систему;

- Працездатність системи збору даних в цілому, включаючи перевірку правильності роботи системи зберігання даних ВІП;

- Коректна ініціалізація систем ВІП.

6.3.3.2 Перед пропуском повинен бути проведений зовнішній огляд ВІП, який включає:

— огляд елементів ВІП, що забезпечують його пересування та правильне розташування у трубопроводі (манжети, диски, опорні елементи конструкції), щодо відсутності пошкоджень та неприпустимого зносу (відповідно до експлуатаційної документації на ВІП);

- Огляд елементів одометричної системи ВІП (одометричні колеса, система підвісу коліс, кабельні з'єднання) на предмет відсутності пошкоджень;

— огляд елементів вимірювальних систем ВІП щодо відсутності пошкоджень та неприпустимого зносу їх елементів (відповідно до експлуатаційної документації на ВІП);

— огляд неприхованих кабельних з'єднань щодо відсутності ушкоджень;

— загальний огляд ВІП щодо наявних механічних пошкоджень конструктивних елементів.

6.3.3.3 Результати проведених функціональних тестів, перевірок та огляду ВІП оформлюють відповідними документами (актами, контрольними листами) та включають до складу звітної документації з технічного діагностування.

6.3.4 Підготовка супроводу ВІП

6.3.4.1 З метою прив'язки виявлених ВТД дефектів до секцій трубопроводу проводять установку наземних маркерних пунктів по всій довжині трубопроводу. Кожен маркерний пункт має бути прив'язаний до постійних орієнтирів: опор ліній електропередач, елементам трубопровідної арматури, КВП та ін. Під час пропуску ВІП здійснюється його супровід по маркерних пунктах.

6.3.4.2 Маркерні пункти мають бути розташовані над віссю трубопроводу.

6.3.4.3 Відстань між сусідніми маркерними пунктами не повинна перевищувати 2 км. При необхідності встановлення маркерних пунктів на важкодоступних ділянках трубопроводу мають бути здійснені організаційні заходи щодо забезпечення встановлення маркерних пунктів та супроводу ВІП. Також при підготовці до супроводу ВІП необхідно враховувати, що пошук дефектів за результатами ВТД на безшовних трубах ускладнений відсутністю можливості ідентифікації секції труби по розташуванню поздовжніх і спіральних швів, що примикають до поперечних зварних швів.

6.3.4.4 Обов'язкове встановлення маркерних пунктів на переходах трубопроводу через річки, канали, водойми, залізниці та автомобільні дороги, на важкодоступних ділянках (болота, гірські ділянки), на ділянках поблизу промислових об'єктів та населених пунктів. Рекомендується додаткове встановлення маркерних пунктів на межах ярів та в місцях повороту осі трубопроводу.

6.3.4.5 Прилади супроводу повинні дозволяти реєструвати проходження ВІП. Глибина залягання МН (МНПП) у місцях розташування маркерних пунктів має дозволяти приладам супроводу забезпечувати прийом (передачу) сигналу від ВІП. При розрахунку максимально допустимої глибини залягання трубопроводу від точки встановлення приладу супроводу (відповідно до технічних характеристик приладів супроводу) необхідно враховувати товщину стінки трубопроводу. При перевищенні глибини залягання трубопроводу в місці встановлення маркерного пункту, максимально допустимого за технічними характеристиками приладу супроводу, слід забезпечити необхідну глибину шляхом вироблення ґрунту.

6.3.4.6 Перед початком робіт із запасування та пуску ВІП експлуатуюча організація забезпечує перевірку наявності маркерних знаків по всій трасі трубопроводу, що діагностується.

6.4 Порядок проведення пропуску внутрішньотрубного інспекційного приладу

6.4.1 Загальні положення

6.4.1.1 Заходи, що передбачають технологічні операції із запасування, пуску, пропуску, прийому та вилучення СОД, повинні бути заздалегідь розроблені та затверджені експлуатуючою організацією.

6.4.1.2 Пропуск внутрішньотрубних СОД заборонено за наявності на трубопроводі дефектів геометрії трубопроводу, відводів з параметрами, що не задовольняють технічним характеристикам СОД, та наявності інших елементів трубопроводів, що перешкоджають проходженню СОД.

6.4.1.3 До початку запасування ВІП необхідно:

— перевірити справність та працездатність усіх вузлів та пристроїв КПП СОД, передавача, встановленого у ВІП, приладів та апаратури, призначених для контролю проходження ВІП та для встановлення маркерних пунктів;

— звільнити КПП СОД від продукту, що перекачується;

- Перевірити положення запірної (регулюючої) арматури вузла пуску СОД та сигналізатора;

- Перевірити наявність зв'язку з диспетчером експлуатуючої організації.

6.4.1.4 Програмування бортового комп'ютера ВІП слід виконувати за межами вибухонебезпечної зони та при закритих КПП СОД.

6.4.1.5 Вузол прийому СОД на діагностованій ділянці повинен бути налаштований на прийом до початку запасування СОД у камеру пуску.

6.4.2 Запасування та запуск внутрішньотрубного інспекційного приладу

6.4.2.1 Запасування проводять відповідно до вимог експлуатаційної документації на ВІП.

6.4.2.2 Заповнення КПП СОД продуктом перекачування з МН (МНПП) до початку пуску ОУ та ВІП проводиться через систему дренажних допоміжних трубопроводів.

6.4.2.3 Вирівнювання тиску між МН (МНПП) (відбір тиску в колодязі КВП) та камерою пуску (манометр) виконують через запірну (регулюючу) арматуру малого діаметра.

6.4.2.4 При програмуванні ВІП на включення при надмірному тиску навколишнього середовища (з метою забезпечення вимог вибухобезпеки) тиск у камері пуску СОД повинен бути вищим за значення, необхідне для включення ВІП, до його запуску.

6.4.2.5 При заповненні продукту, що перекачується, камери пуску СОД неприпустимі:

- пошкодження потоком перекачуваного продукту конструктивних елементів ВІП, розташованих біля патрубків підведення продукту, що перекачується;

- виникнення руху ВІП під час заповнення камери пуску СОД продуктом, що перекачується;

- Неповне видалення повітря з камери пуску СОД;

- виникнення перепаду тиску між розширеною та номінальною частинами камери пуску СОД.

6.4.3 Перепустка та супровід ВІП

6.4.3.1 Для контролю за рухом ВІП служать передавачі (приймачі) та інші випромінювальні пристрої, що встановлюються на ВІП та ОУ, та зовнішні автономні прилади супроводу. При зближенні ВІП, обладнаного пристроєм випромінювання (передавачем, приймачем), із зовнішнім приладом супроводу відбувається реєстрація факту та/або часу проходження ВІП маркерного пункту.

6.4.3.2 Реєстрація факту та/або часу проходження ВІП маркерного пункту необхідна для прив'язки діагностичної інформації по дистанції до конкретних точок траси трубопроводу та у разі зупинки СОД у трубопроводі – оперативного виявлення місця зупинки.

6.4.3.3 Для контролю руху СОД застосовують штатні системи телеметрії, встановлені на трубопроводах, та акустичні методи контролю. Додатково допускається для реєстрації характерного шуму руху СОД використовувати органолептичний метод (людський слух).

6.4.3.4 Для контролю за рухом та для пошуку місця знаходження у трубопроводі магнітних скребків та магнітних дефектоскопів можуть застосовуватися прилади, що реєструють зміну магнітного поля.

6.4.3.5 Порядок роботи із приладами супроводу визначається в експлуатаційних документах на ці прилади.

6.4.3.6 Пропуск ВІП трубопроводом контролюють на маркерних пунктах бригади супроводу відповідно до графіка проходження ВІП трубопроводом, який складається до початку робіт із запасування ВІП із зазначенням місць встановлення маркерних пунктів. Кількість бригад супроводу визначається виходячи з протяжності ділянки, запланованої швидкості руху ВІП трубопроводом та умов під'їзду до маркерних пунктів.

6.4.3.7 Вузли пропуску СОД повинні бути налаштовані на пропуск СОД до його підходу.

6.4.3.8 Паралельні М. М. (МНВП) (лупінги) і з'єднувальні трубопроводи (перемички) між ними відключають від трубопроводу, що діагностується, на час, що забезпечує безпечне проходження СОД, і включають в роботу після проходження СОД.

6.4.3.9 Проходження СОД через трійники з діючими вхідними та вихідними потоками продукту перекачування може призводити до пошкодження, зупинки, застрягання СОД.

6.4.3.10 При пропуску СОД по МН (МНВП) та його проходженні вузлів пуску, пропуску, прийому СОД незалежно від технологічних схем даних вузлів не допускаються:

- Удари СОД об елементи запірної арматури;

- рух СОД зі швидкостями нижче або вище робочого діапазону за паспортом;

- Рух у зворотному напрямку, якщо це не передбачено конструкцією СОД.

6.4.4 Прийом та вилучення ВІП

6.4.4.1 При прийомі СОД у вузли прийому СОД до закриття сіючої засувки (крана) необхідно переконатися, що СОД знаходиться в камері прийому і не перешкоджає закриттю цієї запірної арматури.

6.4.4.2 Прийом та вилучення СОД необхідно проводити в присутності представників експлуатуючої організації та виконавця технічного діагностування.

6.4.4.3 Операції з вилучення слід проводити відповідно до експлуатаційної документації СОД.

6.5 Оцінка пропуску внутрішньотрубного інспекційного приладу

6.5.1 Після вилучення ВІП з камери прийому повинен бути проведений його візуальний огляд, що виконується аналогічно до зовнішнього огляду ВІП перед пропуском, як зазначено в 6.3.3.2 , і результати огляду повинні бути відображені у відповідних документах, де вказують:

— дату та час прийому, вилучення та огляду ВІП;

— кількість (обсяг), склад (пісок, глина, асфальтосмолопарафінові відкладення, окалина та ін.) домішок, кількість сторонніх предметів з їх описом та місце розташування домішок та сторонніх предметів щодо конструктивних елементів ВІП;

— усі механічні пошкодження ВІП із докладним описом їх параметрів, розташування на дефектоскопі, орієнтації в окружному напрямку (у градусах або за годинниковою стрілкою);

стан вимірювальної системи (датчики, закриті домішками, ознаки, що вказують на несправність вимірювальної системи, відхилення перетворювачів вимірювальної системи від нормального положення, пошкодження конструктивних елементів вимірювальної системи, включаючи кабельні з'єднання).

6.5.2 Після огляду ВІП виконавець технічного діагностування проводить функціональні тести та оцінку якості діагностичних даних, в результаті яких перевіряють:

- правильність роботи вимірювальних систем ВІП, включаючи одометричну систему протягом ВТД;

- правильність роботи системи збору даних ВІП протягом ВТД;

- Відповідність обсягу зібраної інформації фактичної протяжності ділянки трубопроводу (заявленої в ТЗ на ВТД);

— відповідність значень статистичних даних щодо записаної швидкості ВІП, тиску та температури перекачуваного продукту допустимим значенням відповідно до експлуатаційної документації на ВІП;

- Коректність відображення характерних елементів і ділянок трубопроводу (вузли пуску, прийому СОД, трубопровідна арматура), за якими є достовірна інформація при візуалізації діагностичної інформації ВІП.

6.5.3 Результати проведених функціональних тестів та перевірок оформлюють відповідними актами (контрольними листами) та включають до складу звітної документації з технічного діагностування.

6.6 Верифікація результатів внутрішньотрубного діагностування

6.6.1 Інтерпретація даних ВІП

6.6.1.1 Інтерпретацію даних ВІП проводять з метою перетворення отриманої ВІП інформації в інформацію про типи виявлених дефектів (елементів трубопроводу) та їх параметри.

6.6.1.2 При інтерпретації даних ВІП відповідно до правил та методик виконавця технічного діагностування забезпечують ідентифікацію дефектів із заданими параметрами.

6.6.1.3 Правила та методики інтерпретації даних ВІП ґрунтуються на систематизації принципів роботи ВІП, характеристик методів ПК, реалізованих у ВІП, та їх обмежень, досвіду використання відповідних типів ВІП та аналізу отриманих даних.

6.6.1.4 Результатом інтерпретації даних є список виявлених дефектів, особливостей та елементів трубопроводу з параметрами, включаючи розміри, місцезнаходження на трубопроводі (дистанція, кутове положення).

6.6.2 Аналіз даних

6.6.2.1 При аналізі інтерпретовані дані ВІП порівнюють з результатами попередніх інспекцій трубопроводу та даними документації на трубопровід, що інспектується, що надаються експлуатуючою організацією.

6.6.2.2 При верифікації даних розбіжності у місцезнаходження, параметрів дефектів та особливостей трубопроводу, виявлених під час поточного обстеження, з даними попередніх інспекцій та документацією на трубопровід не повинні виходити за межі допустимих похибок та ймовірностей виявлення.

6.6.2.3 У разі якщо під час аналізу дані ВІП не підтверджуються результатами попередніх інспекцій трубопроводу та даними документації на інспектований трубопровід або значення розбіжностей у місцезнаходження та параметрах дефектів виходять за межі допустимих похибок та ймовірностей виявлення, необхідно проведення додаткових досліджень з метою встановлення причин розходжень. Якщо причин розбіжностей не встановлено, необхідно проведення ДДК.

6.6.2.4 Дані ВІП, що підтверджуються результатами ДДК, вважаються верифікованими, якщо розбіжності у місцеположенні, параметрах дефектів та особливостей трубопроводу за підтвердженими даними та даними ДДК не виходять за межі допустимих похибок та ймовірностей виявлення.

6.6.2.5 Якщо дані ВІП не були верифіковані з причин, не пов'язаних з відсутністю у експлуатуючої організації документації на трубопровід та можливості проведення ДДК, виконавець технічного діагностування проводить аналіз та встановлення причин розбіжностей даних ВІП та ДДК. Після встановлення причин експлуатуюча організація приймає рішення щодо прийняття даних ВІП.

7 Зовнішнє діагностування

7.1 Зовнішнє діагностування методами неруйнівного контролю

7.1.1 Акустико-емісійний контроль

7.1.1.1 Основною метою виконання АЕК є виявлення, визначення координат та моніторинг джерел акустичної емісії, викликаних несплошностями на поверхні або об'ємі стінки трубопроводу, зварного з'єднання та конструктивних елементів.

7.1.1.2 АЕК проводять відповідно до ГОСТ 20415 . Обстеженню АЕК підлягають ділянки трубопроводів, у яких з їх конструктивних параметрів не проводять ВТД, і ділянки з відсутністю діагностичної інформації за результатами ВТД.

7.1.2 Візуально-вимірювальний контроль

7.1.2.1 ВІК здійснюють з метою виявлення ненормативних з'єднувальних елементів, неприпустимих видимих дефектів або непрямих ознак дефектів та відмов (витік, запах, «потіння» матеріалу – виступи на зовнішній поверхні трубопроводів крапель рідини).

7.1.2.2 ВІК проводять відповідно до РД 03-606-03 [1] і виконують на всіх трубопроводах як самостійно, так і як доповнення до інших методів ПК.

7.1.2.3 ВІК включає перегляд поверхні трубопроводу на відстані не більше ніж 0,6 м і під кутом не менше 30°.

7.1.2.4 При ВІК можуть бути використані дзеркала та лупи. Вимоги до освітленості об'єкта контролю за ГОСТ 23479 .

7.1.3 Ультразвуковий контроль та ультразвукова товщинометрія

7.1.3.1 УЗК проводять з метою контролю кільцевих (монтажних) зварних швів, швів пелюсткових переходів та сегментних відводів та трійників незаводського виготовлення, а також для контролю товщини стінки труби. УЗК та УТ проводять відповідно до ГОСТ 14782 , а також з методиками ультразвукової дефектоскопії, що розробляються для конкретного типу застосовуваного дефектоскопічного обладнання.

7.1.3.2 При дослідженні кільцевих зварних швів слід перевіряти поздовжні та спіральні шви, що примикають, протягом не менше 250 мм.

7.1.4 Магнітопорошковий контроль та капілярний контроль

7.1.4.1 МК проводять відповідно до ГОСТ 21105 . При цьому за рахунок виявлення магнітних полів розсіювання, що виникають поблизу дефектів після намагнічування об'єкта контролю, виявляють поверхневі та підповерхневі дефекти металу (тріщини, заходи сонця, включення, розшарування).

7.1.4.2 Капілярний контроль проводять відповідно до ГОСТ 18442 . При цьому за рахунок проникнення індикаторних рідин в порожнини поверхневих і наскрізних несплошностей металу об'єкта контролю і реєстрації індикаторних слідів, що утворюються, візуальним способом виявляють поверхневі несплошности (тріщини, заходи, розшарування).

Якщо відсутня можливість забезпечити необхідну за ГОСТ 18442 чистоту поверхні виробу, що контролюється, капілярний контроль повинен бути замінений на МК.

7.2 Додатковий дефектоскопічний контроль

7.2.1 Розтин та ДДК трубопроводів проводять з метою підтвердження та уточнення типу та параметрів дефектів, виявлених за результатами ВТД, АЕК та ЕД.

7.2.2 Фахівець, який проводить ДДК, для об'єктивної оцінки результатів та зони контролю повинен бути забезпечений повною інформацією про всі дефекти, що знаходяться на обстежуваній секції.

7.2.3 Послідовність проведення ДДК:

- підготовчі роботи;

- ВІК, завданнями якого є виявлення в зоні контролю поверхневих дефектів (ризики, задираки, тріщини всіх видів, корозія), у т. ч. не виявлених при ВТД, а також вимірювання параметрів виявлених дефектів;

- Виявлення дефектів, у тому числі внутрішніх, і вимірювання (уточнення) їх параметрів іншими методами ПК (УЗК, УТ, МК, капілярний контроль).

7.3 Визначення планово-висотного положення та глибини залягання трубопроводу

7.3.1 Визначення планово-висотного положення та глибини залягання трубопроводу проводять з метою виявлення відхилень глибини залягання трубопроводу від проектних значень та вимірювання горизонтальних зсувів трубопроводу в процесі експлуатації.

7.3.2 Визначення планово-висотного положення та глибини залягання трубопроводу проводять відповідно до вимог СП 11-104-97 [2].

8 Електрометричне діагностування

8.1 Підготовка до проведення електрометричного діагностування

ЕД застосовують на трубопроводах підземної прокладки. Для проведення ЕД трубопроводу має бути визначено категорію корозійної небезпеки, яка встановлюється на підставі проектної документації, експлуатаційної документації, а також за наслідками попереднього технічного діагностування трубопроводу. Категорію ділянок за корозійною небезпекою визначають за ГОСТ Р 51164.

8.2 Обсяг та склад робіт з електрометричного діагностування

8.2.1 Обсяг та склад робіт з ЕД ділянки трубопроводу визначається в ТЗ і може включати:

— вивчення та аналіз статистичних даних щодо корозійного стану обстежуваної ділянки трубопроводу;

- Обстеження для оцінки корозійного стану трубопроводу;

- Обстеження для оцінки стану ізоляції трубопроводу;

- Перевірку справності ізолюючих з'єднань;

- Визначення технічного стану засобів ЕХЗ (УКЗ, УДЗ, УГЗ) та засобів їх контролю;

— визначення впливу ПЛ 110 кВ і вище у місцях їх перетину та зближення з МН (МНВП) та кабелів 10 кВ у місцях їх перетину з МН (МНВП);

- Визначення впливу на ЕХЗ захисних заземлень обладнання МН (МНВП);

- Визначення ефективності ЕХЗ;

- Визначення корозійної агресивності грунту;

- оцінку впливу блукаючих струмів від джерел постійного та змінного струмів на МН (МНВП) відповідно до вимог ГОСТ 9.602;

- Визначення можливого шкідливого впливу ЕХЗ на сусідні та суміжні споруди.

8.2.2 У разі виявлення за результатами електрометричних вимірювань на ЛЧ МН (МНВП) зниження опору ізоляції нижче значень, встановлених у ГОСТ Р 51164 для типу, що використовується на трубопроводі, ізоляції, встановлюють місця пошкодження захисного покриття шукачем пошкоджень ізоляції, проводять ДДК стінки труби.

8.2.3 Також дані ЕД можуть підтверджуватись результатами ВТД.

9 Оформлення результатів технічного діагностування

9.1 Вимоги до змісту

9.1.1 Вимоги щодо змісту звітної документації з технічного діагностування експлуатуюча організація викладає у ТЗ на проведення робіт з технічного діагностування.

9.1.2 Звітна документація з технічного діагностування повинна містити:

- Технічні характеристики діагностичного обладнання;

- Параметри досліджуваного трубопроводу;

- дозвільні документи виконавця технічного діагностування, що підтверджують право проведення робіт;

- Документи (акти, контрольні листи), що оформлюються в процесі проведення діагностичних робіт, включаючи результати підготовки трубопроводу та діагностичного обладнання;

- інформацію про розміщення маркерних пунктів;

- Списки конструктивних елементів трубопроводу;

— списки виявлених дефектів та особливостей трубопроводу;

- Результати верифікації даних;

- Результати аналізу отриманих даних;

- Результати розрахунків на міцність та довговічність;

- інформацію про збої діагностичного обладнання, порушення технології підготовки та проведення діагностичних робіт, а також будь-які відхилення порядку проведення діагностичних робіт від встановленого нормативного документа виконавця технічного діагностування та/або експлуатуючої організації.

9.2 Вимоги до оформлення

9.2.1 За результатами технічного діагностування оформлюють звітну документацію відповідно до вимог ТЗ (договір на проведення технічного діагностування).

9.2.2 Звітну документацію з технічного діагностування включають до складу виконавчої документації на закінчену будівництвом ділянку трубопроводу.

9.2.3 Зберігання звітної документації проводиться з урахуванням вимог ГОСТ 2.501:

- Уся звітна документація, прийнята на зберігання, реєструється в інвентарній книзі;

— кожному звіту має бути присвоєно індивідуальний інвентарний номер.

9.2.4 Звітну документацію за результатами технічного діагностування зберігають:

— на паперовому носії — по одному примірнику в організації, що експлуатує трубопровід, та у виконавця технічного діагностування;

— в електронному вигляді (компакт-диск CD-ROM, статус «для читання») — по одному примірнику в організації, що експлуатує трубопровід, та у виконавця технічного діагностування.

9.2.5 Строк зберігання звітної документації за результатами технічного діагностування МН (МНВП):

- На паперовому носії - до передачі на зберігання результатів наступного (чергового або позачергового) технічного діагностування даного трубопроводу, але не менше 12 років;

- В електронному вигляді (компакт-диск CD-ROM, статус "для читання") - до виведення об'єкта з експлуатації.

9.2.6 Знищення звітної документації, виконаної на паперовому носії, проводять на підставі наказу щодо організації, в якій зберігається звітна документація.

9.2.7 Первинні результати технічного діагностування МН (МНВП) зберігаються в електронному вигляді у виконавця технічного діагностування до виведення об'єкта з експлуатації.

Бібліографія