 |
Параграф 1. Организация технического диагностирования
|
|
|
|
329. Основной задачей технической диагностики линейной части МГ является своевременное выявление изменений ее технического состояния: условий взаимодействия с окружающей средой, оценка остаточного ресурса газопровода, а также выбор наиболее эффективных способов ремонта и мероприятий для обеспечения безопасной эксплуатации и надежной работоспособности линейной части МГ.
330. Комплекс диагностических мероприятий, проводимых на стадии эксплуатации газопровода, включает:
1) обзорные наблюдения, в том числе аэро- и фотосъемку, оптический и лазерный мониторинг утечек газа;
2) контроль и измерение параметров в реальном масштабе времени (мониторинг) с помощью стационарных встроенных датчиков;
3) периодические приборные обследования, в том числе интенсивные электрометрические измерения, геодезическое позиционирование газопроводов, контроль подводных переходов, определение напряженно-деформированного состояния;
4) периодические внутритрубные обследования, в том числе контроль геометрии трубы, ее коррозионного состояния, выявление трещин;
5) оценку технического состояния линейной части МГ на основе обобщения результатов наблюдений, проведенных обследований, ретроспективного анализа возникавших отказов и аварий;
6) прогнозирование остаточного ресурса работы контролируемого участка газопровода;
7) прогнозирование безаварийной работы газопровода с выдачей рекомендаций по проведению выборочного ремонта и реконструкции газопроводов;
8) создание банков данных по диагностированию объектов газотранспортных систем.
331. Работы по диагностическому обслуживанию линейной части МГ проводятся на основании ежегодного производственного плана ГТО, исходя из необходимой периодичности диагностики технического состояния участков газопроводов, обеспечения их надежной и безопасной эксплуатации.
|
|
|
332. Объектные планы технической диагностики линейной части МГ составляются каждым подразделением непосредственно после пуска объекта в эксплуатацию и ежегодно корректируются на протяжении всего периода эксплуатации объекта, исходя из его технического состояния. Такие планы включают:
1) патрулирование;
2) диагностический контроль качества и полноты технического обслуживания или ремонта;
3) комплексные диагностические обследования (в начальный период эксплуатации, периодические освидетельствования технического состояния линейной части, переиспытания, специальные диагностические исследования);
4) постоянные диагностические измерения технических и технологических параметров трубопровода.
333. Планом технической диагностики устанавливаются:
1) цели диагностических работ;
2) методы и средства диагностики;
3) объемы, периодичность и порядок проведения диагностических работ, в том числе на этапе ранней диагностики;
4) исполнители, форма отчетности;
5) экономическое обоснование выбранной стратегии диагностического контроля.
334. При разработке планов технической диагностики линейной части МГ и установлении ее сроков, периодичности и объемов учитываются следующие факторы:
1) особенности района расположения трубопровода, конструкция трубопровода, его участков и элементов, возраст объекта;
2) взрыво- и пожароопасность транспортируемого по трубопроводу продукта;
3) техническое состояние объекта на момент планирования;
4) эффективность и стоимость средств диагностики, затраты на проведение самих диагностических исследований.
335. При необходимости снижения производительности участка газопровода для его диагностирования сроки проведения работ и порядок изменения технологического режима согласовываются с централизованным оперативно-диспетчерским управлением.
|
|
|
336. На основе имеющейся диагностической информации подразделения составляют ежеквартальные и годовые отчеты о техническом состоянии линейной части МГ, которые направляют в инженерно-технический центр. При оценке технического состояния трубопроводов необходимо использовать комплексную диагностику. Комплексная диагностика проводится в первую очередь на потенциально опасных участках, которые выделяются на основе анализа:
1) проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;
2) информационных материалов по ранее выполненным исследованиям природно-технических условий трассы и прилегающей местности, литературных источников;
3) материалов аэросъемочных работ;
4) отчетов по дефектоскопии;
5) данных предыдущего наземного контроля.
337. Как потенциально опасные выделяют:
1) участки трассы с наиболее сложными мерзлотными инженерно-геологическими и технологическими условиями, к которым следует относить;
2) участки, сложенные сильнольдистыми (суммарной льдистостью более 0,4), пучинистыми грунтами и подземными льдами;
3) участки трассы, расположенные на границе между талыми и вечномерзлыми грунтами;
4) участки трассы с наиболее высокими эксплуатационными нагрузками и воздействиями на трубопровод;
5) косогоры с льдонасыщенными грунтами;
6) оползневые участки;
7) пересечение селевых потоков;
8) участки на подрабатываемых территориях;
9) всплывшие участки и арки;
10) воздушные и подводные переходы;
11) пересечение трубопроводов;
12) переходы под железными и автомобильными дорогами;
13) технологические трубопроводы компрессорных станций;
14) конструктивные узлы - перемычки, крановые узлы, компенсаторы, отводы;
15) участки с дефектами (по результатам дефектоскопии).
338. На потенциально опасном участке газопровода проводится комплекс диагностических работ, включающий в себя:
1) рекогносцировочное обследование трассы газопровода;
2) определение действительного положения трубопровода и величин перемещения труб в плане и по глубине;
3) определение толщин стенок труб и напряженного состояния трубопровода в различных сечениях;
|
|
|
4) определение состояния изоляционного покрытия и основных характеристик защищенности трубопровода от коррозии;
5) определение физико-механических характеристик грунтов, окружающих трубопровод, и величин отрицательной или положительной плавучести труб;
6) определение внешних силовых воздействий на трубопровод на участках различных категорий;
7) определение внутреннего давления и температуры стенок труб в контролируемых сечениях.
339. Все контролируемые параметры после определения их начальных значений при последующих измерениях контролируются в одних и тех же сечениях, за исключением случаев возникновения неожиданных проявлений аварийного состояния газопровода между сечениями, в которых осуществлялся контроль.
340. Проведение внутритрубных обследований регламентируется и осуществляется согласно производственному плану ГТО. Периодичность проведения внутритрубных обследований зависит от технического состояния и внешних условий (грунтовых, климатических, геологических, гидрологических) для каждого конкретного участка газопровода. По окончании строительства новых газопроводов, но не позднее первого года эксплуатации, необходимо выполнить работы по их внутритрубному обследованию. Средний срок повторного обследования газопроводов средствами внутритрубной диагностики - 5 лет. В случае выявления средствами внутритрубной дефектоскопии недопустимых дефектов трубопроводов (глубокие вмятины, гофры, трещины, сильная коррозия), работы по устранению дефектов выполняются незамедлительно. Предприятия, осуществляющие эксплуатацию линейной части МГ, отвечают за достоверность и сохранность информации, полученной в процессе проведения технической диагностики.
341. На основании проведенных диагностических обследований проводится оценка технического состояния линейной части МГ и прогнозируется ее работоспособность. По результатам проведенного анализа формируются заявки на включение рекомендуемых участков газопровода в план проведения диагностики, капитального ремонта и реконструкции. Обследования выполняются с применением технических средств и оборудования для оценки технического состояния, отдельных узлов, участков газопроводов или других объектов. В объем обследования входит осмотр. Программы и методики обследований разрабатываются ГТО или специализированными организациями. Результаты обследования оформляются актами, которые хранятся у лиц, ответственных за эксплуатацию объектов, и в производственно-техническом подразделении ГТО.
|
|
|
342. Участки МГ, расположенные на пересечениях, вблизи объектов, в зоне минимальных расстояний, указанных в приложении HYPERLINK "http://adilet.zan.kz/rus/docs/P1300000111"1 и 1 HYPERLINK "http://adilet.zan.kz/rus/docs/P1300000111"9 к настоящим Правилам, а также вблизи охранных зон, шлейфов и технологических коммуникаций, обследуются на обнаружение утечек не реже 1 раза в квартал. Периодичность электрометрических исследований и шурфовок перечисленных выше участков устанавливается предприятием по согласованию с ГТО с учетом их технического состояния. Цели диагностических обследований следующие:
1) уточнение размеров свищей и величин утечек газа;
2) выявление коррозионных и эрозионных повреждений, трещин и других дефектов металла;
3) измерение механических напряжений металла, деформаций и перемещений участков газопровода;
4) оценка состояния опор, креплений и других конструктивных элементов воздушных переходов, узлов приема и пуска очистных устройств, расходомерных пунктов;
5) определение технического состояния подводных переходов;
6) определение глубины заложения подземных газопроводов;
7) оценка гидравлической эффективности, определение местных гидравлических сопротивлений;
8) определение возможностей прохождения очистных устройств (для участков, где такие устройства ранее не пропускались);
9) электрометрическое обследование и шурфование с визуальной и инструментальной оценками состояния изоляции и металла трубы.
343. Обследование на герметичность осуществляется с применением специальной аппаратуры для обнаружения утечек газа и определения их размеров. Периодичность обследования устанавливает ГТО. Техническое состояние опор, креплений, оснований фундаментов и других конструктивных элементов, мест входа и выхода газопровода в грунт на воздушных переходах, на узлах подключения компрессорной станции, узлах пуска и приема очистных устройств, на расходомерных пунктах определяют в соответствии с требованиями проекта. При этом, производится тщательный осмотр наружной поверхности газопроводов. На воздушных переходах обследования выполняются трижды: весной – после паводка, летом – в период максимальных температур воздуха и зимой – при минимальных температурах воздуха. Состояние водных переходов обследуют в соответствии с проектом и настоящими Правилами. Несудоходные переходы глубиной до 1,5 м (в межень) обследуются силами линейно-эксплуатационной службы в летний период. Периодичность обследований устанавливается предприятием по согласованию с ГТО, исходя из условий эксплуатации.
|
|
|
344. На компрессорных станциях организуется учет статистических показателей надежности основного и вспомогательного оборудования. Оборудование, здания и сооружения подвергаются периодическому техническому освидетельствованию (контролю технического состояния) в сроки, устанавливаемые действующими инструкциями, в том числе:
1) наблюдение за осадками зданий, сооружений, трубопроводов и фундаментов под оборудованием;
2) испытания объектов, подведомственных государственным контролирующим органам;
3) контроль вибрационного состояния технологических трубопроводов компрессорного цеха;
4) контроль металла и изоляции технологических трубопроводов физическими методами;
5) диагностическое обслуживание газоперекачивающего агрегата (прежде всего, вибродиагностика);
6) измерение эмиссии загрязняющих веществ с продуктами сгорания газотурбинной установки, газомотокомпрессора и другого топливоиспользующего оборудования;
7) контроль акустических показателей оборудования и их соответствия действующим нормам;
8) обследование технологических трубопроводов и оборудования с целью обнаружения и устранения утечек и перетечек природного газа.
345. В процессе эксплуатации подвергаются испытаниям на срабатывание (включение и (или) функционирование) следующие оборудования и системы:
1) резервные и аварийные источники электроснабжения не реже 1 раза в месяц и 1 раз в полгода (при отсутствии пусков) под нагрузку, близкую к номинальной;
2) резервная котельная, газовые воздухонагреватели и другие средства индивидуального нагрева – ежемесячно в зимний период;
3) системы водяного, пенного, газового и порошкового пожаротушения – в сроки, определенные инструкциями по их эксплуатации;
4) система аварийного отключения компрессорной станции - при плановой остановке цеха по требованию настоящих Правил.
346. Проверяется автоматическая сигнализация цеха от повышения давления газа на выходе – 1 раз в месяц, а защита – 1 раз в год во время плановой остановки, от снижения давления топливного газа – 1 раз в месяц, сигнализация загазованности, аварийного включения освещения и аварийного включения вентиляции – 1 раз в смену при ее «приеме-передаче». Все системы и оборудование компрессорного цеха в установленные Регламентом по обслуживанию сроки, установленными заводами-изготовителями, подвергаются предусмотренным настоящими Правилами и техническими инструкциями гидравлическим, пневматическим, электрическим и другим необходимым испытаниям, а также осмотрам и проверкам, акты о проведении которых прилагается к эксплуатационному формуляру. Продолжительность комплексного опробования всех систем и технологического оборудования компрессорного цеха устанавливается ГТО. Приемка их в эксплуатацию производится только после непрерывной наработки в течение 72 ч. Каждый газоперекачивающий агрегат имеет порядковую станционную нумерацию, выполненную на:
1) корпусе приводного двигателя;
2) корпусе компрессора;
3) устройстве представления информации системы автоматического управления (пультах управления);
4) выхлопной шахте и воздухозаборной камере для газотурбинных установок и газовых двигателей;
• индивидуальном укрытии (здании) газоперекачивающего агрегата.
|
|
|
