Техническая диагностика газопроводов

3.8.1. Основной задачей технической диагностики ЛЧ 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 ЛЧ МГ.

Планирование и проведение работ по технической диагностике должно осуществ­ляться в соответствии с "Положением по организации и проведению комплексного диаг­ностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ".

3.8.2. Диагностическое обслуживание ЛЧ МГ выполняется как силами газодобы­-
вающих и газотранспортных предприятий, так и специализированными сервисными орга­-
низациями. Комплекс диагностических мероприятий, проводимых на стадии эксплуата­-
ции газопровода, включает:

обзорные наблюдения, в том числе аэро- и фотосъемку, оптический и лазерный мониторинг утечек газа и др.;

контроль и измерение параметров в реальном масштабе времени (мониторинг) с помощью стационарных встроенных датчиков;

периодические приборные обследования, в том числе интенсивные электрометри­ческие измерения, геодезическое позиционирование газопроводов, контроль подводных переходов, определение напряженно-деформированного состояния и др.;

периодические внутритрубные обследования, в том числе контроль геометрии тру­бы, ее коррозионного состояния, выявление трещин и др.;

оценку технического состояния ЛЧ МГ на основе обобщения результатов наблю­дений, проведенных обследований, ретроспективного анализа возникавших отказов и ава­рий;

прогнозирование остаточного ресурса работы контролируемого участка газопровода;

ВРД 394.10-006-2000*

прогнозирование безаварийной работы газопровода с выдачей рекомендаций по проведению выборочного ремонта и реконструкции газопроводов;

создание банков данных по диагностированию объектов газотранспортных систем.

3.8.3. Работы по диагностическому обслуживанию ЛЧ МГ проводятся на основа­-
нии ежегодного Плана проведения диагностики газопроводов ОАО "Газпром". Указанный
план составляется и утверждается ОАО "Газпром", исходя из необходимой периодичности
диагностики технического состояния участков газопроводов, обеспечения их надежной и
безопасной эксплуатации.

3.8.4. Объектные планы технической диагностики Л Ч МГ должны составляться
каждым ЛПУ МГ непосредственно после пуска объекта в эксплуатацию и ежегодно кор­-
ректироваться на протяжении всего периода эксплуатации объекта, исходя из его техни­-
ческого состояния. Такие планы должны включать:

патрулирование;

диагностический контроль качества и полноты ТО или ремонта;

комплексные диагностические обследования (в начальный период эксплуатации, периодические освидетельствования технического состояния ЛЧ, переиспытания, специ­альные диагностические исследования);

постоянные диагностические измерения технических и технологических парамет­ров трубопровода.

3.8.5. Планом технической диагностики должны устанавливаться:
цели диагностических работ;

методы и средства диагностики;

объемы, периодичность и порядок проведения диагностических работ, в том числе на этапе ранней диагностики;

исполнители, форма отчетности;

экономическое обоснование выбранной стратегии диагностического контроля.

3.8.6. При разработке планов технической диагностики ЛЧ МГ и установлении ее
сроков, периодичности и объемов должны учитываться следующие факторы:

особенности района расположения трубопровода, конструкция трубопровода, его участков и элементов, возраст объекта;

взрыво- и пожароопасность транспортируемого по трубопроводу продукта;

техническое состояние объекта на момент планирования;

эффективность и стоимость средств диагностики, затраты на проведение самих ди­агностических исследований.

3.8.7. При необходимости снижения производительности участка газопровода для
его диагностирования сроки проведения работ и порядок изменения технологического
режима должны быть согласованы с Центральным производственно-диспетчерским
управлением ОАО "Газпром".

3.8.8. На основе имеющейся диагностической информации Предприятия составля-­
ют ежеквартальные и годовые отчеты о техническом состоянии ЛЧ МГ, которые направ­-
ляют в центры диагностики и ОАО "Газпром".

ВРД 39-1.10-006-2000*

3.8.9. При оценке технического состояния действующих трубопроводов необходи­-
мо использовать комплексную диагностику.

Комплексная диагностика должна проводиться в первую очередь на потенциально опасных участках, которые выделяются на основе анализа:

проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

информационных материалов по ранее выполненным исследованиям природно-технических условий трассы и прилегающей местности, литературных источников;

материалов аэросъемочных работ;

отчетов по дефектоскопии;

данных предыдущего наземного контроля.

3.8.10. Как потенциально опасные следует выделять:

участки трассы с наиболее сложными мерзлотными инженерно-геологическими и технологическими условиями, к которым следует относить:

участки, сложенные сильнольдистыми (суммарной льдистостью более 0,4), пучи-нистыми грунтами и подземными льдами;

участки трассы, расположенные на границе между талыми и вечномерзлыми грун­тами;

участки трассы с наиболее высокими эксплуатационными нагрузками и воздейст­виями на трубопровод;

косогоры с льдонасыщенными грунтами;

оползневые участки;

пересечение селевых потоков;

участки на подрабатываемых территориях;

всплывшие участки и арки;

воздушные и подводные переходы;

пересечение трубопроводов;

переходы под железными и автомобильными дорогами;

технологические трубопроводы компрессорных станций;

конструктивные узлы - перемычки, крановые узлы, компенсаторы, отводы;

участки с дефектами (по результатам дефектоскопии).

3.8.11. На потенциально опасном участке газопровода должен проводиться ком-­
плекс диагностических работ, включающий в себя:

рекогносцировочное обследование трассы газопровода;

определение действительного положения трубопровода и величин перемещения труб в плане и по глубине;

определение толщин стенок труб и напряженного состояния трубопровода в раз­личных сечениях;

определение состояния изоляционного покрытия и основных характеристик защи­щенности трубопровода от коррозии;

определение физико-механических характеристик грунтов, окружающих трубо­провод, и величин отрицательной или положительной плавучести труб;

ВРД 39-1.10-006-2000*

определение внешних силовых воздействий на трубопровод на участках различных категорий;

определение внутреннего давления и температуры стенок труб в контролируемых сечениях.

3.8.12. Все контролируемые параметры после определения их начальных значений
при последующих измерениях контролируются, как правило, в одних и тех же сечениях,
за исключением случаев возникновения неожиданных проявлений аварийного состояния
газопровода между сечениями, в которых осуществлялся контроль.

3.8.13. Проведение внутритрубных обследований регламентируется в ОАО "Газпром"
Инструкцией по внутритрубной инспекции трубопроводных систем и осуществляется в
соответствии с Планом проведения внутритрубной дефектоскопии.

Периодичность проведения внутритрубных обследований зависит от технического состояния и внешних условий (грунтовых, климатических, геологических, гидрологиче­ских и др.) 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.

3.8.14. В случае выявления средствами внутритрубной дефектоскопии недопусти­-
мых дефектов трубопроводов (глубокие вмятины, гофры, трещины, сильная коррозия) ра­-
боты по устранению дефектов выполняются незамедлительно.

3.8.15. Предприятия, осуществляющие эксплуатацию ЛЧ МГ, несут ответствен­-
ность за достоверность и сохранность информации, полученной в процессе проведения
технической диагностики.

3.8.16. На основании проведенных диагностических обследований проводится
оценка технического состояния ЛЧ МГ и прогнозируется ее работоспособность. По ре­-
зультатам проведенного анализа формируются заявки на включение рекомендуемых уча­
стков газопровода в план проведения диагностики, капитального ремонта и реконструкции.

4. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ 4.1. Общие требования

4.1.1. Компрессорные станции должны обеспечивать проектную или плановую производительность газопровода повышением давления транспортируемого газа при осу­ществлении следующих основных технологических процессов: очистки газа от жидких и твердых примесей; компримирования газа; охлаждения газа.

4.1.2.* Комплекс компрессорной станции включает, как правило, следующие объ­екты, системы и сооружения:

один или несколько компрессорных цехов;

система сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлечен­ных из транспортируемого газа;

ВРД 39-1.10-006-2000*

система электроснабжения;

система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения; систему теплоснабжения; систему канализации и очистные сооружения; систему молниезащиты; систему ЭХЗ объектов КС; систему связи;

диспетчерский пункт (ДП) КС;

административно-хозяйственные помещения; склады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремон­та линейной части и КС; вспомогательные объекты.

Компрессорный цех включает в себя группу ГПА, установленных в общем или ин­дивидуальных зданиях (укрытиях) и блок-контейнерах, а также следующие системы, ус­тановки и сооружения, обеспечивающие его функционирование: узел подключения к магистральному газопроводу; технологические коммуникации с запорной арматурой; установку очистки газа; установки воздушного охлаждения газа; станцию охлаждения газа (СОГ); системы топливного, пускового и импульсного газа; систему охлаждения смазочного масла; электрические устройства цеха; систему автоматического управления и КИП;

вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, ото­пления, контроля загазованности, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализа­ции, сжатого воздуха и др.).

4.1.3. Эффективность, надежность и безопасность оборудования КС должны обес-­
печиваться с помощью технической диагностики состояния оборудования; поддержания
оборудования и коммуникаций в исправном состоянии; модернизации или реновации мо­-
рально или физически устаревшего оборудования.

4.1.4. Оборудование компрессорной станции должно иметь технологическую стан­-
ционную нумерацию, нанесенную несмываемой краской или другим способом.

4.1.5. Контроль качества газа, масел, смазок, охлаждающих жидкостей, техниче­-
ской и питьевой воды, а также загазованности рабочих зон, помещений и колодцев дол­
жен осуществлять эксплуатационный персонал в соответствии с производственными ин­
струкциями; объекты и оборудование, подведомственные Госгортехнадзору России,
должны иметь надписи, соответствующие его требованиям.

4.1.6. Изменения в конструкции оборудования КС, проводимые в порядке модерни-­
зации, должны проводиться на основе бюллетеней предприятий-изготовителей (разработ­-
чиков изделий), информационных и циркулярных писем, рационализаторских решений,
рассмотренных и рекомендованных к внедрению.

ВРД 39-1.10-006-2000*

Рационализаторские предложения и другие технические решения по изменению конструкции ГПА и другого основного технологического оборудования КС, как правило, должны быть согласованы с предприятием - изготовителем данного изделия.

4.1.7. Все изменения в оборудовании и коммуникациях КС после внедрения и оп­
робования должны быть внесены в исполнительную техническую документацию.

Все изменения должны доводиться до сведения эксплуатационного персонала, для которого знание этих фактов обязательно. Оповещение об изменениях должно быть оформлено письменно в виде внепланового инструктажа на рабочем месте или записью в журнале распоряжений.

4.1.8. На трубопроводы компрессорной станции также должен составляться "Фор­
муляр Подтверждения" величины разрешенного рабочего давления (РРД) в соответствии с
требованиями ПБ-08-183-98 "Порядок оформления и хранения документации, подтвер­
ждающей безопасность величины максимально разрешенного давления при эксплуатации
объекта магистрального трубопровода". См. Приложение 6 настоящих Правил.