Параграф 2. Техническое диагностирование компрессорной станции магистрального газопровода

347. Техническая диагностика - контроль работоспособности, надежности и безопасности оборудования компрессорной станции осуществляется с помощью технических и программных средств мониторинга и диагностики. Данные средства с требуемой достоверностью производят оценку технического состояния оборудования компрессорной станции и прогнозируют его изменение не менее, чем на период до следующего проведения измерений. Системы мониторинга и диагностики устанавливаются на компрессорной станции по мере их разработки и приемки в эксплуатацию ведомственной комиссией.

348. Вводимые в эксплуатацию диагностические системы решают взаимосвязанные задачи следующих трех уровней:

1) контроля состояния оборудования по параметрам, регламентируемым нормативными документами и методическими указаниями по их эксплуатации и отнесения его к одному из установленных нормативных технических состояний: «Хорошо», «Допустимо», «Требует принятия мер», «Недопустимо»;

2) идентификации конкретных дефектов элементов и узлов оборудования и оценки степени их развития по диагностическим параметрам, получаемым с привлечением специальных методов обработки измеряемых сигналов и результатов ранее проведенных измерений;

3) прогнозирования технического состояния элементов и узлов оборудования и процессов развития обнаруженных дефектов по результатам статистической обработки накопленной для диагностируемого объекта информации. (В системах прогнозирования используется информация, накопленная на других однотипных диагностируемых объектах).
349. Установка систем мониторинга и диагностики обеспечивается при новом строительстве и реновации компрессорной станции, а также в процессе модернизации эксплуатируемых компрессорных станций. Вводимые в эксплуатацию полнофункциональные системы обеспечивают эксплуатацию компрессорной станции с учетом реального фактического состояния каждого вида, типа и конкретного экземпляра диагностируемого оборудования. После периода опытной эксплуатации диагностических систем осуществляется последовательный переход от системы планово-предупредительных ремонтов оборудования к системе его обслуживания по фактическому техническому состоянию. Время перехода регламентируется для каждой конкретной компрессорной станции в соответствии с планами технического перевооружения отрасли и ГТО, в состав которого она входит. Система и порядок перехода регламентируются отраслевыми документами и распоряжением по ГТО.

350. Диагностическое обслуживание компрессорной станции обеспечивается в соответствии с трехуровневой системой: эксплуатационного персонала компрессорной станции, региональных диагностических центров, структурно входящих, либо не входящих в состав ГТО, и экспертных центров. Диагностические системы, эксплуатируемые на компрессорной станции, обеспечивают безаварийность и установленную достоверность принятия решений о текущем и прогнозируемом техническом состоянии оборудования непосредственно персоналом компрессорной станции, а также приемлемые для эксплуатации сроки принятия решений с привлечением специалистов и экспертов. Нормативная документация при диагностическом обслуживании компрессорной станции регламентирует взаимодействие всех его участников при аварийных отключениях оборудования, а также в случаях необходимости эксплуатации оборудования при диагностируемом техническом состоянии «Недопустимо». Продление регламентируемого (установленного или назначенного) изготовителем оборудования межремонтного периода по результатам диагностического обслуживания регламентируется отраслевой нормативной документацией, согласованной с изготовителем и надзорными органами согласно Закону Республики Казахстан «О гражданской защите».

Параграф 3. Техническое диагностирование линейной части
магистрального газопровода

351. Комплексное обследование коррозионного состояния и эффективности противокоррозионной защиты объектов МГ проводят в соответствии с настоящими Правилами. Дополнительные измерения защитных потенциалов без омической составляющей следует проводить с шагом не более 10 м в зонах минимальных потенциалов на участках повышенной и высокой коррозионной опасности не менее одного раза в пять лет. Все обнаруженные при обследовании повреждения защитного покрытия МГ устраняются в запланированные сроки. Внеочередные измерения проводят в сроки, установленные предприятиями на:

1) участках, где произошло изменение схем и режимов работы устройств электрохимической защиты;

2) участках действия блуждающих токов, где произошло изменение режима эксплуатации электрифицированных железных дорог;

3) участках прокладки новых подземных металлических сооружений или демонтажа старых соседних подземных металлических сооружений.

352. Выборочный контроль коррозионного состояния на участках высокой и повышенной коррозионной опасности при обследованиях сооружений в шурфах выполняется в следующем объеме:

1) измерение естественного потенциала и потенциалов без омической составляющей;
2) определение и описание характера, размеров и расположения повреждений защитного покрытия, включая сквозные дефекты, складки, гофры, зоны отслаивания;

3) определение водородного показателя (далее – рН) почвенного электролита в прилегающем к трубопроводу грунте;

4) определение количества, глубины, площади, расположения по окружности трубы коррозионных повреждений металла с оформлением акта;

5) отбор проб грунта и передача на химический анализ в специализированную организацию при наличии коррозионных каверн (трещин) глубиной более 3 мм при периоде эксплуатации до 10 лет и глубиной более
2 мм при периоде эксплуатации до 5 лет.

353. Результаты контроля данных электрохимической защиты заносятся в полевые журналы и журнал эксплуатации средств электрохимической защиты. При использовании телеконтроля установок катодной защиты данные контроля заносятся в журнал эксплуатации установок электрохимической защиты.