РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ БАЗОВОГО ДИАГНОСТИЧЕСКОГО
ОБСЛЕДОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ
ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА ОАО «ГАЗПРОМ»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромэнергодиагностика»

Общество с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

Москва 2007

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Газпромэнергодиагностика»

2 ВНЕСЕН Управлением по подземному хранению газа Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 22 ноября 2006 г. № 352 с 7 августа 2007 г.

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Содержание

Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1] с учетом требований Правил устройства и безопасности эксплуатации технологических трубопроводов ПБ 03-585-03 [2], Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов ВРД 39-1.10-006-2000* [3], Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 [4] и СТО РД Газпром 39-1.10-088.

Целью разработки стандарта является совершенствование и унификация методов проведения работ но техническому диагностированию подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа ОАО «Газпром».

Настоящий стандарт разработан в развитие «Положения о системе обеспечения промышленной безопасности и качества диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений газопромысловых объектов подземных хранилищ газа ОАО «Газпром» [5], устанавливающего основные принципы проведения базового, периодического и экспертного технического диагностирования на основе опыта проведения технического диагностирования подземных технологических трубопроводов ПХГ.

Разработка настоящего стандарта обусловлена необходимостью адаптации общих требований нормативных документов в области промышленной безопасности к порядку организации и выполнения работ по базовому, периодическому и экспертному техническому диагностированию подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа (ПХГ) ОАО «Газпром» на основе уже имеющихся нормативных документов, расчетно-экспериментальных и диагностических исследований в области надежности и срока безопасной эксплуатации подземных технологических трубопроводов.

СТО Газпром 2-2.3-085-2006

МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ БАЗОВОГО ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА ОАО «ГАЗПРОМ»

1 Область применения

1.1 Действие настоящего стандарта распространяется на все подземные технологические трубопроводы подземных хранилищ газа (ПХГ).

1.2 Настоящий стандарт устанавливает:

- состав и порядок проведения базового, периодического и экспертного технического диагностирования подземных технологических трубопроводов ПХГ;

- требования к используемым при диагностировании оборудованию и аппаратуре;

- требования к квалификации специалистов, проводящих техническое диагностирование подземных технологических трубопроводов ПХГ;

- особенности подготовки и оформления отчетных документов по результатам технического диагностирования подземных технологических трубопроводов ПХГ.

1.3 Требования и положения настоящего стандарта обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», осуществляющими эксплуатацию ПХГ, а также для специализированных организаций, выполняющих работы по техническому диагностированию и обслуживанию подземных технологических трубопроводов ПХГ.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9.602-89 ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ 22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия

ГОСТ 25100-95 Грунты. Классификация

ГОСТ 26423-85 Почвы. Методы определения удельной электрической проводимости, рН и плотного остатка водной вытяжки

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 52005-2003 Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла. Общие требования

ГОСТ Р 52081-2003 Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла. Термины и определения

СТО Газпром РД 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов

Примечание - при пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов на территории государства по соответствующему указателю стандартов, составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Сокращения

AЗ - анодное заземление

БТД - базовое техническое диагностирование

ГСП - газосборный пункт

ГРП - газораспределительный пункт

ДКС - дожимная компрессорная станция

ЕСКД - единая система конструкторской документации

КН - концентратор напряжений

НДС - напряженно-деформированное состояние

НД - нормативная документация

ТД - техническая документация

ПТД - периодическое техническое диагностирование

ПХГ - подземное хранилище газа

СП - сборный пункт

СПХГ - станция подземного хранения газа

УКЗ - установка катодной защиты

УПЗ - установка протекторной защиты

УЗК - ультразвуковой контроль

ЭТД - экспертное техническое диагностирование

ЭХЗ - электрохимическая защита

GPS - глобальная система определения положения (global position system)

Uт-з -разность потенциалов «труба-земля»

Uвкл. - разность потенциалов «труба-земля» при включенных УКЗ

Uоткл. - разность потенциалов «труба-земля» при отключенных УКЗ

DUвкл. - градиенты потенциалов «труба-земля» при включенных УКЗ

DUоткл. - градиенты потенциалов «труба-земля» при отключенных УКЗ

4 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 27.002, ГОСТ 20911, а также следующие термины с соответствующими определениями:

4.1 объект технического диагностирования: Подземный технологический трубопровод (шлейф скважины, межцеховой или цеховой коллектор, соединительный шлейф или трубопровод промплощадки ДКС, трубопровод импульсного и топливного газа, метанолопровод) и средства электрохимической защиты, подлежащие (подвергаемые) диагностированию (контролю).

4.2 базовое техническое диагностирование: Первичное техническое диагностирование объекта, проводящееся один раз и повторяющееся только в случае капитального ремонта или реконструкции.

4.3 периодическое техническое диагностирование: Техническое диагностирование объекта, проводящееся после базового технического диагностирования с периодичностью, устанавливаемой с учетом технического состояния объекта и срока его эксплуатации.

4.4 экспертное техническое диагностирование: Техническое диагностирование объекта, проводящееся в рамках экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ).

4.5 продление срока безопасной эксплуатации: Решение, принимаемое по комплексу работ, выполняемых в рамках ЭПБ, целью которой является определение возможности эксплуатации объекта за пределами установленных в нормативной, конструкторской, эксплуатационной документации сроков его эксплуатации и разработка мероприятий по обеспечению эксплуатации объекта на продлеваемый период в соответствии с требованиями промышленной безопасности.

5 Общие требования к порядку проведения технического диагностирования подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа

5.1 Методика проведения диагностического обследования технологических трубопроводов ПХГ устанавливает три вида технического диагностирования: базовое, периодическое и экспертное.

5.1.1 Базовое (первичное) техническое диагностирование проводится один раз и повторяется лишь в случае капитального ремонта или реконструкции технологического трубопровода ПХГ. Результаты БТД должны быть «нулем отсчета» для последующей оценки и прогнозирования технического состояния трубопровода.

5.1.2 Периодическое (повторное или инспекционно-техническое, СТО Газпром РД 39-1.10-088 техническое диагностирование проводится после БТД. Периодичность его устанавливается с учетом сроков и условий эксплуатации, результатов проведенного ПТД.

5.1.3 Экспертное техническое диагностирование проводится в соответствии с программой работ по экспертизе промышленной безопасности с целью определения возможности продления срока безопасной эксплуатации трубопровода.

5.2 Специалисты, допускаемые к проведению технического диагностирования подземных технологических трубопроводов, должны пройти необходимое обучение, иметь необходимую квалификацию и быть аттестованы в соответствии с Правилами аттестации персонала в области неразрушающего контроля ПБ 03-440-02 [6]. Данные об аттестации персонала заносятся в форму 1 Формуляра технического состояния подземного технологического трубопровода ПХГ ОАО «Газпром» (далее - Формуляр) (приложение А).

5.2.1 Средства измерения и оборудование, используемые для проведения электрометрической диагностики и неразрушающего контроля, должны пройти поверку или калибровку в порядке, установленном Правилами по метрологии ПР 51-00159093-004-96 [7]. Сведения об измерительных приборах и оборудовании приводятся в форме 1 Формуляра.

6 Проведение базового технического диагностирования подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа

6.1 Состав работ по базовому техническому диагностированию подземных технологических трубопроводов

Работы основаны на проведении первичного контроля в необходимом объеме параметров, характеризующих его техническое состояние. Для отдельно взятого трубопровода они должны включать:

- электрометрическое обследование трубопровода в объеме, указанном в СТО Газпром РД 39-1.10-088 при приемочном обследовании;

- составление схемы технологического трубопровода с расстановкой средств ЭХЗ;

- обследование системы ЭХЗ технологического трубопровода;

- определение наличия блуждающих токов на трассе трубопровода;

- определение состояния изоляционного покрытия технологического трубопровода искателем повреждения изоляции;

- определение состояния изоляционного покрытия и металла технологического трубопровода в шурфах, открытых участках и переходах «земля-воздух»;

- определение физико-химических свойств грунта и его коррозионной агрессивности на трассе трубопровода;

- опенку степени защищенности технологического трубопровода средствами ЭХЗ;

- расчеты на прочность и оценку срока безопасной эксплуатации;

- оформление Формуляра;

- разработку рекомендаций по устранению выявленных дефектов и отклонений от нормы, определение объемов и сроков проведения ПТД.

6.2 Подбор и анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации

6.2.1 Подбор и анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной технической документации проводятся с целью ознакомления с конструкцией трубопровода, особенностями его изготовления и эксплуатации, эффективностью функционирования противокоррозионной защиты, предварительного определения его потенциально опасных зон.

Полученные исходные данные необходимы для определения соответствия фактической конструкции технологического трубопровода проектной и исполнительной документации.

6.2.2 Анализу подлежит следующая документация:

- проектные чертежи подземных технологических трубопроводов;

- исполнительные чертежи подземных технологических трубопроводов;

- паспорта на подземные технологические трубопроводы;

- карта-схема размещения скважин, шлейфов и коллекторов ПХГ;

- исполнительная схема сварных стыков;

- журнал сварочных работ;

- журнал раскладки труб;

- паспорта на УКЗ и УПЗ;

- технологическая схема трубопроводов ПХГ;

- акты проведенных шурфований трубопроводов;

- акты о результатах периодических обследований трубопроводов;

- ведомость изоляционного покрытия трубопровода;

- акты о проведенных капитальных ремонтах средств ЭХЗ;

- журнал учета простоев УКЗ и УДЗ;

- протоколы сезонных измерений потенциала «труба-земля»;

- рабочий проект системы электрохимической защиты (ЭХЗ);

- сведения о внесении изменений в систему ЭХЗ в течение всего срока эксплуатации и ремонтных работах, связанных с системой ЭХЗ;

- эксплуатационный паспорт системы ЭХЗ.

Результаты анализа проектной и исполнительной документации заносятся в форму 2 Формуляра.

6.3 Трассировка подземных технологических трубопроводов

6.3.1 Трассировка подземных технологических трубопроводов проводится с помощью трассоискателя. Положение оси трубопровода и глубина залегания верхней образующей определяются с точностью до 100 мм.

По результатам трассировки составляется общая фактическая карта-схема ПХГ или отдельного ГРП (ГСП, СП) с указанием средств ЭХЗ, линий электропередач, контуров наземных сооружений, автодорог, бетонированных площадок, ограждений и других характерных ориентиров. Выявляются оголенные и размытые участки трубопроводов и определяется техническое состояние переходов «земля-воздух».

На схеме сплошной толстой основной линией обозначается обследуемый технологический трубопровод и наносится пикетаж.

6.3.2 Схема трубопровода, выполняемая в системе AutoCAD с учетом требований ЕСКД, приводится в форме 3 Формуляра и далее используется во всех соответствующих формах Формуляра с нанесением на нее дополнительной информации.

6.4 Определение разности потенциалов «труба-земля» и их градиентов

6.4.1 Электрометрические обследования технологического трубопровода осуществляются с учетом технологической схемы, схемы расстановки средств ЭХЗ, методических указаний и требований НД и ТД.

6.4.2 Для оценки состояния противокоррозионной защиты подземных технологических трубопроводов используется метод «интенсивных измерений».

6.4.2.1 Измеряются потенциалы включения (Uвкл.) и потенциалы отключения (Uоткл.), а также их градиенты (DUвкл.; DUоткл.) при синхронно включаемых и выключаемых УКЗ.

Выбор УКЗ, на которых должны устанавливаться синхронные прерыватели тока, определяется на основании работ, указанных в п. 6.5. Временной «разбег» прерывателей тока должен быть не более 20-40 мс.

6.4.2.2 Измерения потенциалов и их градиентов выполняются с шагом 4 м вдоль оси трубопровода. Результаты измерений фиксируются специальной системой мобильного сбора данных с привязкой точки измерения к координатам системы GPS.

6.4.3 В результате «интенсивных измерений» оцениваются:

- состояние поляризации трубопровода на всей его протяженности;

- наличие повреждения изоляционного покрытия и оценки его степени согласно ВРД 39-1.10-026-2001 [8];

- состояние поляризации в зоне повреждения изоляционного покрытия.

6.4.4 Значение защитного потенциала должно удовлетворять требованиям ГОСТ Р 51164.

Защищенность всего трубопровода (или его отдельного участка) считается удовлетворительной, если допустимые значения потенциала согласно ГОСТ Р 51164 зарегистрированы на всей его протяженности.

Данные замеров заносятся в форму 4 Формуляра.

6.5 Определение эффективности работы системы электрохимической зашиты группы трубопроводов

6.5.1 Определение эффективности работы средств ЭХЗ группы трубопроводов производится согласно СТО Газпром РД 39-1.10-088 и включает:

- составление схемы трубопроводов с расстановкой средств ЭХЗ;

- определение технического состояния средств ЭХЗ;

- изучение режимов работы в течение последнего периода эксплуатации и анализ простоев УКЗ и УПЗ;

- измерение выходного тока и напряжения УКЗ;

- сравнение показаний приборов УКЗ с контрольными приборами;

- измерение сопротивления растеканию тока AЗ;

- измерение удельного сопротивления грунта в районе AЗ;

- оценку суммарного времени работы УКЗ под нагрузкой;

- определение запаса УКЗ по току поляризации;

- определение максимального тока УПЗ;

- определение зоны зашиты УКЗ;

- расчет переходного сопротивления изоляции;

- наличие, определение технического состояния электроизолирующих вставок и фланцевых соединений между шлейфом и скважиной;

- тип защиты и определение степени защищенности скважины (при обследовании шлейфов);

- изучение сезонных протоколов измерения потенциалов «труба-земля»;

- изучение актов предыдущих шурфований;

- анализ результатов измерения потенциалов «труба-земля», проведенных в период текущего диагностирования и выявление коррозионно-опасных участков;

- анализ результатов измерения потенциала «труба-земля» в точке дренажа;

- оценку динамики и степени износа анодных заземлителей УКЗ;

- определение протяженности зоны защиты УКЗ и УПЗ при эксплуатационных параметрах;

- оценку суточных измерений потенциалов «труба-земля» для определения наличия блуждающих токов.

6.5.2 На основе анализа эксплуатационной документации и проведенных обследований дается заключение об эффективности работы системы ЭХЗ.

В заключении могут содержаться рекомендации о необходимости изменения эксплуатационных режимов УКЗ для обеспечения защищенности данной группы трубопроводов либо о необходимости ее реконструкции, а также о соответствии технического состояния средств ЭХЗ требованиям ГОСТ Р 51164.

Данные электрометрических обследований наносятся на схему и приводятся в форме 5 Формуляра.

6.6 Оценка состояния изоляционного покрытия технологического трубопровода искателем повреждения изоляции

6.6.1 Оценка состояния изоляционного покрытия трубопровода производится для его целостности, наличия мест повреждения изоляционного покрытия и уточнения мест контрольного шурфования искателем повреждения изоляции.

6.6.2 Измерения производятся вдоль оси трубопровода с шагом замера 4 м. Оценка производится по 4-балльной системе, участки со значениями сигнала 3 балла и выше имеют повреждение изоляционного покрытия, на этих участках шаг замера уменьшается до 1 м и для уточнения конкретного места повреждения.

6.6.3 Координаты места повреждения изоляции фиксируются системой GPS. По результатам измерений строятся графики. Данные о результатах измерений наносятся на схему и приводятся в форме 6 Формуляра.

6.7 Определение состояния изоляционного покрытия и металла на открытых участках технологического трубопровода

6.7.1 Определяется оптимальное количество шурфов по результатам «интенсивных измерений», измерений с помощью искателя повреждения изоляции и анализа работы системы ЭХЗ при условии, что на каждом отдельно расположенном участке трубопровода должен быть минимум один шурф, а в районе коридора трубопроводов - один шурф на всю ширину коридора.

6.7.2 Шурфование в первую очередь следует производить на участках, указанных в пункте 8.3.10 ВРД 39-1.10-006-2000* [3], а также на участках:

- с дефектами, выявленными по результатам предыдущих диагностических обследований;

- наиболее вероятным максимальным износом трубопровода вследствие коррозии, эрозии, изменения направления потока газа, скопления влаги и веществ, вызывающих коррозию (колена, тройники, врезки, места изменения диаметра трубы, перемычки, отводы);

- максимальными эксплуатационными нагрузками и воздействиями на трубопровод;

- наиболее сложными инженерно-геологическими условиями расположения (участки с просадочными, пучинистыми и набухающими грунтами, проходящие по карстовым и подрабатываемым территориям).

Шурфование производится на длину не менее 3 м с полным вскрытием трубопровода и возможностью осмотра его нижней образующей ВРД 39-1.10-006-2000* [3].

6.7.3 В шурфах проводится визуальный и измерительный контроль состояния изоляционного покрытия, основного металла и металла сварных соединений трубопровода; ультразвуковая толщинометрия стенок трубопровода и его элементов; обследование основного металла и металла сварных соединений методом магнитной памяти в соответствии с ГОСТ Р 52005.

6.7.4 При визуальном и измерительном контроле изоляционного покрытия определяются тип покрытия, его состояние, значение адгезии, выявляются повреждения покрытия с указанием типа и площади в относительных или абсолютных величинах согласно ВРД 39-1.10-026-2001 [8]. Результаты измерений заносятся в форму 7 Формуляра.

6.7.5 Визуальный и измерительный контроль основного металла и металла сварных соединений трубопровода проводится в соответствии с РД 03-606-03 [9].

6.7.6 Замеры толщины стенок элементов трубопровода на прямых участках производятся в четырех точках по окружности, на отводах - в трех-четырех точках на выпуклой поверхности. В каждой точке выполняются три замера, полученные данные усредняются. Перед измерением необходимо произвести зачистку контролируемой поверхности до чистоты Rz40.

Для контроля толщины стенок трубопровода и его элементов необходимо использовать ультразвуковые толщиномеры с точностью измерения не ниже ±0,1 мм.

6.7.7 Значения толщин стенок труб и деталей трубопровода, полученные при проведении базового диагностического обследования, сравниваются с данными исполнительной технической документации (заводские сертификаты на трубы и детали, сварочный журнал, исполнительная схема сварочных швов), после чего оценивается скорость эрозионного и коррозионного износа (далее - износа). Результаты измерений толщин стенок трубопровода и его элементов заносятся в форму 8 Формуляра.

6.7.8 Обследование методом магнитной памяти металла проводится с целью оценки напряженно-деформированного состояния металла трубопровода на контролируемых участках и выявления концентраторов напряжения (КН) - зон с максимальным значением градиента магнитного поля.

6.7.9 Контроль трубопроводов методом магнитной памяти проводят в соответствии с ГОСТ Р 52005.

6.7.10 Измерение проводится в двух взаимно перпендикулярных плоскостях по верхней (или нижней) и боковой образующим трубопровода. По величине и характеру изменения вектора остаточной намагниченности элементов трубопровода находят аномальные зоны механических КН. Общими признаками зон КН для трубопроводов являются:

- знакопеременное распределение интенсивности магнитного поля Нр по всем каналам;

- резкое разнополярное распределение Нр по каналам;

- резкий всплеск по одному из каналов;

- скачкообразное распределение Нр.

Резкое разнополярное распределение Нр может свидетельствовать о некачественном сварном соединении и наличии в нем дефектов. Резкий всплеск и скачкообразное распределение Нр могут свидетельствовать о наличии трещины в зоне линии концентрации напряжений.

6.7.11 По результатам измерений оценивается максимальное значение градиента магнитного поля и сравнивается магнитный показатель фактический и определенный для данного вида стали (m_пр = (s_в/s_т)²),где s_в и s_т - предел прочности и предел текучести стали, определяемые по НД и ТД.

В случае получения значений, превышающих предельный уровень магнитного показателя для данного вила стали, дается заключение о проведении ультразвукового или других видов контроля этого участка.

Результаты измерений заносятся в форму 10 Формуляра.

6.7.12 Аналогичные работы по определению состояния изоляционного покрытия и металла технологического трубопровода (визуальный и измерительный контроль, ультразвуковая толщинометрия, контроль методом магнитной памяти) проводятся:

- на переходах «земля-воздух» технологического трубопровода, входных линиях ГРП (ГСП, СП), на обвязках скважин, сосудов и т.д.;

- в шурфах и на обнаженных участках трубопровода (если таковые имеются).

6.7.13 Если при проведении контроля состояния металла трубопровода методами, перечисленными в п. 6.7.3, есть основание предполагать наличие внутренних дефектов или аномалий НДС, то по решению эксперта или руководителя диагностической бригады проводятся дополнительные обследования методами неразрушающего контроля:

- ультразвуковая дефектоскопия,

- вихретоковый контроль,

- феррозондовый контроль,

- контроль проникающими веществами,

- магнитопорошковый контроль, а также определение пространственного положения трубопровода и прочностные расчеты согласно СНиП 2.05.06-85* [10].

6.8 Определение физических и химических свойств грунта и оценка его коррозионной агрессивности

6.8.1 Непосредственно в шурфе определяется тип грунта, его механический состав, влажность и измеряется удельное электрическое сопротивление. В соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 коррозионную агрессивность грунтов определяют по удельному электрическому сопротивлению (Ом×м) - таблица 6.1.

6.8.2 Для получения более полной картины коррозионных процессов на обследуемом участке трассы дополнительно проводится лабораторный анализ водной вытяжки проб грунта для оценки его анионно-катионного состава и биокоррозионной агрессивности в соответствии с [11], [12].

Общая масса пробы грунта, которая упаковывается в двойные мешочки из полиэтиленовой пленки, должна быть не менее 400 г.

Таблица 6.1 - Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали

6.8.3 Коррозионная агрессивность грунтов но отношению к углеродистой стали оценивается в зависимости от величины водородного показателя рН и анионно-катионного состава водной вытяжки (концентрации анионов SО₄ и катионов Na и К).

Основную роль в активизации коррозии играет содержание в пробах грунта сульфат-иона SО₄ (таблица 6.2).

Таблица 6.2 - Коррозионная агрессивность грунта в зависимости от содержания сульфат-иона и значения рН

6.8.4 Биокоррозионную агрессивность грунта оценивают по величине еН - окислительно-восстановительного потенциала, выраженной в милливольтах (мВ) (таблица 6.3), и показателю Кларка rН₂ (таблица 6.4), который характеризует состояние концентрации О₂ и Н₂,

где rН₂ = еН:30 + 2рН.

Таблица 6.3 - Окислительно-восстановительный потенциал и коррозионная агрессивность грунта

Таблица 6.4 - Показатель Кларка rН₂ и коррозионная агрессивность грунта

6.8.5 По всем трем методам - стандартному электрическому, химическому и биокоррозионному - проводят сравнение полученных результатов и оценивают коррозионную активность по максимальному показателю.

6.9 Анализ выявленных отклонений от нормы

6.9.1 По каждому выявленному в процессе технического диагностирования факту отклонений параметров трубопровода от нормативных значений проводится их анализ в соответствии с НД, ТД и, если нужно, прочностной расчет, после чего принимается решение о необходимости ремонта дефектного элемента либо его полной или частичной замене. Результаты анализа измерений, выводы и рекомендации по этапу базового технического диагностирования с указанием вида и даты последующих обследований приводятся в форме 11 Формуляра.

6.9.2 При обнаружении по результатам технического диагностирования поверхностных дефектов необходимо оценить их по ВСН 39-1.10-009-2002 [13] и принять решение о возможности эксплуатации трубопровода с этими дефектами, необходимости ремонта или замене дефектного элемента.

6.9.3 Отбраковку труб с трещинами, отбраковку дефектных участков сварных соединений следует производить по РД 558-97 [14].

6.9.4 Отбраковку труб с гофрами и вмятинами следует производить по ВРД 39-1.10-063-2002 [15].

6.9.5 Отбраковку и ремонт труб со стресс-коррозионными дефектами следует проводить по ВРД 39-1.10-023-2001 [16].

6.9.6 При проведении ультразвуковой толщинометрии в случаях, если измеренная толщина стенки отличается более чем на 15 %, или на 2 мм, от толщины, указанной в исполнительной документации, а также в случае отсутствия этих данных проводится прочностной расчет минимально допустимой толщины стенки в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* [10]. По результатам расчета делается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации либо о замене данного элемента трубопровода.

6.9.7 В случае отсутствия в исполнительной документации данных о прочностных характеристиках и марке стали элемента трубопровода с целью косвенного определения этих показателей, необходимых для проведения расчета минимально допустимой толщины стенки, проводится замер твердости в соответствии с ГОСТ 22761 и определяется химический состав металла элемента.

6.9.8 Для оценки срока безопасной эксплуатации трубопровода с учетом того, что основным фактором, снижающим прочность трубопровода, является уменьшение толщины стенки, определяется остаточный ресурс трубопровода, за который принимается минимальное из значений ресурса n-й детали, рассчитанное по формуле

Тост.n = (dn - dотб.n)/Сn,                                                                                                    (6.1)

где dn - фактическая минимальная толщина стенки n-й детали на момент диагностирования, мм;

dотб.n - минимально допустимая толщина стенки n-й детали по расчету в соответствии СНиП 2.05.06-85* [10], мм;

Сn - скорость коррозии стенки n-й детали трубопровода, мм/год.

Средняя скорость коррозии стенки n-й детали трубопровода за весь период эксплуатации определяется по формуле

Сcр.in. = (Sисп.n - Sn)/T,                                                                                                     (6.2)

где Sисп.n - толщина стенки n-й детали по исполнительной документации, мм;

Sn - измеренная толщина стенки n-й детали, мм;

Т - период эксплуатации трубопровода, год.

Средняя скорость коррозии трубопровода в интервале времени между диагностированиями определяется по формуле

Сср.iIn. = (Sпред.n - Sпосл.n)/T1,                                                                                       (6.3)

где Sпред.n – фактическая минимальная толщина стенки n-й детали в момент предыдущего диагностирования, мм;

Sпосл.n - фактическая минимальная толщина стенки n-й детали в момент последующего диагностирования, мм;

Т1 - период времени между двумя обследованиями, год.

Полученные показатели Ccp.in. и Ccp.iIn. сравнивают и за среднюю скорость коррозии Сn принимают максимальное значение из сравниваемых величин.

7 Сроки проведения базового, периодического и экспертного технического диагностирования подземных технологических трубопроводов подземных хранилищ газа

7.1 Базовое техническое диагностирование рекомендуется проводить как приемочное в период от 6 месяцев до двух лет после ввода объекта в эксплуатацию согласно СТО Газпром РД 39-1.10-088. Базовым также является техническое диагностирование, проводимое впервые после ввода в эксплуатацию, но не позднее установленного срока эксплуатации трубопровода.

7.2 По результатам проведенного базового технического диагностирования технологического трубопровода устанавливаются следующие сроки проведения периодического (повторного или инспекционно-технического) технического диагностирования:

- 5 лет, если по результатам БТД на трубопроводе не обнаружено дефектов, работа системы ЭХЗ соответствует требованиям ГОСТ Р 51164 и отсутствуют участки с высокой и повышенной коррозионной опасностью;

- 2 года, если по результатам БТД обнаружены участки с повреждением изоляции, коррозионным износом металла, работа системы ЭХЗ не соответствует требованиям ГОСТ Р 51164 и имеются участки с высокой и повышенной коррозионной опасностью.

7.3 Экспертное техническое диагностирование технологического трубопровода проводится при достижении им срока эксплуатации, установленного проектом или другими действующими НД и ТД. По результатам ЭТД выдается заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации с указанием срока продления безопасной эксплуатации трубопровода.

8 Особенности проведения экспертного технического диагностирования подземного технологического трубопровода

8.1 При проведении экспертного технического диагностирования (ЭТД) технологического трубопровода допускается использовать результаты базового и периодического технического диагностирования.

8.2 Объемы ЭТД в каждом конкретном случае устанавливаются экспертом, но обязательно должны включать работы по детальному комплексному электрометрическому обследованию согласно СТО Газпром РД 39-1.10-088. Перечень работ при экспертном техническом диагностировании указывается в программе работ по экспертизе промышленной безопасности, которая утверждается руководителем экспертной организации и согласовывается с техническим руководителем предприятия, эксплуатирующего трубопровод.

8.3 При проведении ЭТД шурфованию подлежат участки трубопровода, указанные в п. 6.6.2, переходы «земля-воздух», а также участки, признанные экспертом как потенциально опасные.

Степень опасности участков оценивается экспертом на основании анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации и результатов электрометрических измерений.

8.4 На вскрытых участках трубопровода визуальный, измерительный, вихретоковый или феррозондовый контроль поверхности трубопровода и ультразвуковой контроль кольцевых сварных соединений проводится в объеме 100 %.

8.5 По решению эксперта в программу работ допускается вносить дополнительные виды контроля трубопровода в необходимом объеме.

8.6 Для определения изменений в металле трубопровода необходимо провести лабораторные исследования комплекса механических свойств и структуры металла образцов, вырезанных непосредственно на участке обследуемого трубопровода с максимальными эксплуатационными нагрузками.

Допускается использовать образцы металла, вырезанные при ремонте обследуемого трубопровода в течение последнего года, предшествующего проведению ЭТД, при наличии документов, подтверждающих факт вырезки элемента.

Приложение А
(обязательное)

 

ФОРМУЛЯР ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ТРУБОПРОВОДА ПХГ

Наименование объекта

Наименование ПХГ

Содержание

Принятые сокращения

Условные обозначения

ФОРМА 1 - Общие сведения

ФОРМА 2 - Паспортные данные технологического трубопровода

ФОРМА 3 - Обустройство технологического трубопровода

ФОРМА 4 - Обследование систем ЭХЗ технологического трубопровода

ФОРМА 5 - Определение разности потенциалов «труба-земля» методом выносного электрода

ФОРМА 6 - Определение состояния изоляционного покрытия технологического трубопровода при помощи искателя повреждения изоляции (ИПИ)

ФОРМА 7 - Определение состояния изоляционного покрытия подземного технологического трубопровода в шурфах (открытых участках)

ФОРМА 8 - Толщина стенок технологического трубопровода

ФОРМА 9 - Определение физических и химических свойств фунта

ФОРМА 10 - Контроль технологического трубопровода с использованием метода магнитной памяти

ФОРМА 11 - Анализ измерений. Выводы и рекомендации по результатам базового технического диагностирования технологического трубопровода

Принятые сокращения

АВР - автоматическое включение резерва

AЗ - анодное заземление

БСЗ - блок совместной зашиты

БТД - базовое техническое диагностирование

ВИК - визуальный и измерительный контроль

ВЛ - воздушная линия электропередачи

ВЭ - вспомогательный электрод

ГМ - геодезическая марка

ГРС - газораспределительная станция

ДКС - дожимная компрессорная станция

ДПП - датчик поляризационного потенциала

«З-В» - переход «земля-воздух»

ИК - индикатор коррозии

ИКН - измеритель концентраций напряжений

ИШИ - искатель повреждений изоляции

КИП - контрольно-измерительный пункт

КРН - коррозионное растрескивание под напряжением (стресс-коррозия)

КС - компрессорная станция

ЛПУ МГ - линейно-производственное управление магистральных газопроводов

ЛЭП - линия электропередач

ММП - метод магнитной памяти

МГ - магистральный газопровод

О1 - открытый участок трубопровода № 1

ПК - пикет

ПТД - периодическое техническое диагностирование

скв. - скважина

СИП - стационарный измерительный пункт

СКЗ - станция катодной зашиты

СПХГ - станция подземного хранения газа

рег. - регистратор

ТД - точка дренажа

ТП - трубопровод

УДЗ - установка дренажной защиты

УЗТ - ультразвуковая толщинометрия

УКЗ - установка катодной защиты

УПЗ - установка протекторной защиты

Ш1 - шурф № 1

ЭТД - экспертное техническое диагностирование

ЭХЗ - электрохимическая защита

Условные обозначения

 

 

 

 

 

(Приводится схема обследуемых технологических трубопроводов)

 

 

 

 

 

(Приводится схема обследуемого технологического трубопровода)

 

 

 

(Приводится график изменения потенциалов по времени)

 

5.2 Графики распределения значений разности потенциалов «труба-земля»

 

(Приводится карта-схема обследуемого технологического трубопровода с указанием мест повреждения изоляции)

6.2.1 График распределения показаний ИПИ вдоль оси газопровода. 0-500 м

6.2.2 График распределения показаний ИПИ вдоль оси газопровода. 500-1000 м

 

(Приводится карта-схема обследуемого технологического трубопровода с указанием участков изоляционного покрытия в шурфах)

Определение адгезии защитного покрытия

 

(Приводятся фотографии состояния изоляционного покрытия и металла обследуемого технологического трубопровода в шурфах и на открытых участках)

 

(Приводится схема обследуемого технологического трубопровода с указанием точек толщины стенки трубы и деталей трубопровода)

 

 

(Приводится карта-схема обследуемого технологического трубопровода с указанием мест отбора проб грунта)

Механический состав проб грунта в шурфах

Анионный состав водной вытяжки

Катионный состав водной вытяжки

Удельное электрическое сопротивление грунта

Концентрация молекулярного водорода rН₂ образцов грунта

 

 

 

 

(Приводятся графики распределения магнитного поля Нр и его градиентов подлине контролируемого участка)

1. Характеристика района и участков трассы трубопровода

2. Оценка условий эксплуатации трубопровода

3. Анализ данных

№ точки	Толщина, мм
	измеренная	по документации
1

 

4. Сводная таблица выявленных отклонений от нормы технических параметров подземного трубопровода

 

 

 

5. Рекомендации

5.1 Рекомендации по эксплуатации подземного трубопровода и системы ЭХЗ.

5.2 Рекомендации по ремонтно-восстановительным работам:

6. Последующие диагностирования.

6.1 Периодическое техническое диагностирование (ПТД)

Библиография

Ключевые слова: ПХГ, подземный технологический трубопровод, техническое диагностирование, электрохимическая зашита, срок эксплуатации