Открытое акционерное общество «Газпром»

Дочернее открытое акционерное общество «Оргэнергогаз»
(ДОАО «Оргэнергогаз»)

Инженерно-технический центр «Орггазинжиниринг»
(ИТЦ «Орггазинжиниринг»)

Общество с ограниченной ответственностью
«Всероссийский научно-исследовательский институт газовой промышленности»
(ООО «ВНИИГАЗ»)

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»
(ООО «ИРЦ Газпром»)

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

РЕГЛАМЕНТ
ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

СТО Газпром РД 39-1.10-088-2004

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. ПРАВА И ОБЯЗАННОСТИ ОРГАНИЗАЦИЙ, ВЫПОЛНЯЮЩИХ ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКУЮ ДИАГНОСТИКУ

3. ПРАВА И ОБЯЗАННОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ

4. ВИДЫ ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

РАЗРАБОТАН Инженерно-техническим центром «Орггазинжиниринг» ДОАО «Оргэнергогаз» ОАО «Газпром» Регламент по заданию Отдела защиты от коррозии ОАО «Газпром» разработали: М.Л. Долганов (ОАО «Газпром»), к.т.н. И.Ф. Егоров, Н.Г. Петров, Н.А. Муханов, А.В. Бирюков, А.В. Харитонов (ДОАО «Оргэнергогаз»), д.т.н. Ф.Г. Тухбатуллин, Ф.К. Фатрахманов (ООО «ВНИИГАЗ»). Обществом с ограниченной ответственностью «Всероссийский научно-исследовательский институт газовой промышленности» (ООО «ВНИИГАЗ»)

СОГЛАСОВАН Начальником Отдела защиты от коррозии ОАО «Газпром» И.А. Тычкиным, Госгортехнадзором России (письмо от 08.09.2003 № 10-03/936)

Газнадзором (письмо от 03.07.2003 № 30/2-603)

ВНЕСЕН Отделом защиты от коррозии ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН Членом Правления ОАО «Газпром» Б.В. Будзуляком

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 27 января 2004 г. № 6 с15.03.2004

ИЗДАН Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)

ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ

ВВЕДЕНИЕ

Цель введения настоящего Регламента - оптимизация затрат на проведение электрометрической диагностики магистральных газопроводов (МГ), унификация отчетной информации по результатам диагностики для определения технического состояния обследованного участка МГ и оптимизации затрат на его реконструкцию.

Регламент разработан на основании и с учетом требований ГОСТ Р 51164-98 и ВРД 39-1.10-006-2000*.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий Регламент определяет:

виды электрометрической диагностики линейной части (ЛЧ) магистральных газопроводов (МГ);

задачи, состав и периодичность проведения работ для каждого вида;

права, обязанности и ответственность организаций, выполняющих электрометрическую диагностику, и эксплуатирующих организаций.

1.2. Регламент является обязательным для всех организаций, выполняющих электрометрическую диагностику на объектах ОАО «Газпром», а также для эксплуатирующих организаций ОАО «Газпром» при планировании, организации и выполнении работ по электрометрической диагностике.

1.3. Результаты всех видов электрометрической диагностики оформляются в соответствии с «Рекомендациями по оформлению технического отчета по электрометрическому диагностическому обследованию» и в электронной форме вносятся в отраслевую информационную систему противокоррозионной защиты ОАО «Газпром».

2. ПРАВА И ОБЯЗАННОСТИ ОРГАНИЗАЦИЙ, ВЫПОЛНЯЮЩИХ ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКУЮ ДИАГНОСТИКУ

2.1. Для выполнения работ по электрометрической диагностике организация-исполнитель должна иметь соответствующее разрешение ОАО «Газпром» на право проведения этих работ.

2.2. Персонал организации-исполнителя, выполняющий полевые работы на трассе газопровода, обязан соблюдать правила ТБ и ПТЭ МГ и должен иметь соответствующие удостоверения, подтверждающие аттестацию в области промышленной безопасности и охраны труда.

2.3. Используемые при проведении работ аппаратура и приборы должны быть поверенными или откалиброванными в порядке, установленном Правилами по метрологии ПР 51-00159093-004-96, утвержденными ОАО «Газпром» и Госстандартом РФ.

2.4. Организация-исполнитель несет ответственность за достоверность представляемых данных по результатам работ.

2.5. Организация-исполнитель должна обеспечить условия для качественного выполнения работ в соответствии с НТД.

2.6. Стадийность проведения, сроки, условия приемки и оплаты работ, условия конфиденциальности и другие условия определяются договором между организацией-исполнителем и эксплуатирующей организацией или владельцем трубопровода.

3. ПРАВА И ОБЯЗАННОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ

3.1. Эксплуатирующая организация ежегодно формирует проект Плана проведения электрометрической диагностики газопроводов с учетом различного технического состояния обследуемых участков газопроводов по форме согласно Приложению А. Проект плана до сентября текущего года направляется на рассмотрение в ОАО «Газпром».

3.2. Трасса магистрального газопровода (МГ), где проводятся работы по электрометрической диагностике, должна быть расчищена от деревьев и кустарников в соответствии с ВРД 39-1.10-006-2000* (п.1.5.9). МГ должен отвечать требованиям ГОСТ Р 51164-98 (п.6.1 «Требования к контрольно-измерительным пунктам»).

3.3. Эксплуатирующая организация проводит вскрытие (шурфовку) обследуемого газопровода на основании соответствующих заявок от обследующих организаций ( Приложение Б), при этом на каждый шурф оформляется двухсторонний акт по форме согласно Приложению В.

3.4. Эксплуатирующая организация несет ответственность за соблюдение правил техники безопасности при выполнении организацией-исполнителем полевых работ на трассе МГ.

4. ВИДЫ ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ

4.1. Приемочное обследование

Задачи обследования:

паспортизация нового газопровода или реконструированного газопровода по требованиям ГОСТ Р 51164-98, ВРД 39-1.10-006-2000*;

подготовка материалов для сертификации качества противокоррозионной защиты.

Состав работ:

анализ проектной и исполнительной документации, данных катодной поляризации и пусконаладочных работ;

оценка технического состояния и оптимизация режимов работы средств электрохимзащиты;

измерения потенциалов «труба-земля» включения и отключения с шагом измерения не более 5 м на протяжении всего обследуемого участка;

регистрация (до суток) потенциалов «труба-земля» на контрольных измерительных точках газопровода;

подготовка паспорта газопровода.

Периодичность обследования :

выполняется не ранее 6 мес. после засыпки газопровода и не позже периода между первым и вторым годами эксплуатации.

4.2. Повторное обследование

4.2.1. Повторное обследование газопроводов, эксплуатируемых менее 10 лет

Задачи обследования :

контроль параметров противокоррозионной защиты газопровода.

Состав работ:

анализ эксплуатационной документации и материалов предыдущих обследований;

измерения потенциалов «труба-земля» включения и отключения по всей протяженности газопровода на КИП;

измерения потенциалов «труба-земля» включения и отключения с шагом измерения не более 5 м на участках, где были обнаружены изменения данных на КИП по сравнению с предыдущими обследованиями;

подготовка выводов и рекомендаций по результатам обследования.

Периодичность обследования :

один раз в 2-3 года, исходя из данных эксплуатации газопровода.

4.2.2. Повторное обследование газопроводов, эксплуатируемых более 10 лет

Задачи обследования:

контроль параметров противокоррозионной защиты газопровода на участках высокой и повышенной коррозионной опасности, а также на отремонтированных участках.

Состав работ:

анализ эксплуатационной документации и материалов предыдущих обследований;

измерения потенциалов «труба-земля» включения и отключения на КИП;

измерения потенциалов «труба-земля» включения и отключения с шагом измерения 1-5 м;

измерения приборами-искателями повреждений изоляционных покрытий;

подготовка выводов и рекомендаций по результатам обследования.

Периодичность обследования :

один раз в 2-3 года, исходя из данных эксплуатации газопровода.

4.3. Комплексное обследование

Задачи обследования :

Определение состояния защиты от коррозии и коррозионного состояния газопровода:

- определение состояния изоляционного покрытия (определяются сопротивление изоляционного покрытия, места нарушения ее сплошности и изменения физико-механических свойств);

- определение эффективности электрохимической защиты;

- уточнение и классификация участков различной коррозионной опасности.

Разработка рекомендаций:

- по повышению эксплуатационной надежности, а в случае необходимости по реконструкции средств ЭХЗ;

- по ремонту изоляционного покрытия с указанием очередности ремонта;

- по срокам и виду очередного обследования.

Состав работ:

анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации обследуемого участка газопровода, а также смежных участков;

измерения потенциалов «труба-земля» без омической составляющей;

измерения потенциалов «труба-земля» включения и отключения с шагом измерения не более 5 м;

измерения градиентов потенциалов включения и отключения с шагом измерения не более 5 м;

регистрация «блуждающих токов» на контрольных измерительных точках газопровода;

оценка технического состояния и оптимизация режимов работы средств электрохимзащиты;

установка опытных катодных станций;

измерения приборами-искателями повреждений изоляционных покрытий;

оценка состояния изоляционного покрытия и коррозионного состояния трубы в шурфах;

измерения удельного сопротивления грунта с шагом измерения не более 100 м;

анализ материалов обследования, разработка рекомендаций.

Периодичность обследования:

один раз в 5-10 лет, определяется по данным эксплуатации, обследований и коррозионного мониторинга.

4.4. Детальное комплексное обследование

Задачи обследования :

локализация коррозионно-опасных участков газопровода;

выявление мест коррозионных повреждений, определение причин коррозии;

подготовка материалов для прогноза коррозионного состояния.

Состав работ:

анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации обследуемого участка газопровода, а также смежных участков (в т.ч. анализ данных по коррозии и результатов внутритрубной дефектоскопии);

разметка обследуемого участка по оси газопровода;

измерения потенциалов «труба-земля» без омической составляющей;

измерения потенциалов «труба-земля» включения и отключения с шагом измерения 1-3 м;

измерения поперечных градиентов потенциалов (правого и левого) включения и отключения с шагом измерения 1-3 м;

регистрация «блуждающих токов» на контрольных измерительных точках газопровода;

измерение естественных потенциалов «труба-земля» газопровода;

измерения приборами-искателями повреждений изоляционных покрытий;

оценка состояния изоляционного покрытия и коррозионного состояния трубы в шурфах;

измерения удельного сопротивления грунта с шагом измерения не более 10 м;

отбор проб типовых грунтов по трассе газопровода для проведения электро-химического анализа;

определение pH почвенного электролита по трассе газопровода;

анализ материалов обследования, подготовка материалов для прогноза коррозионного состояния.

Периодичность обследования :

один раз в 5-20 лет, определяется по данным эксплуатации, обследований и коррозионного мониторинга.

4.5. Инспекционно-техническое обследование

Задачи обследования:

осуществление контроля за уровнем эксплуатации системы ПКЗ;

разработка комплекса организационно-технических мероприятий для повышения уровня ПКЗ.

Состав работ:

анализ эксплуатационной документации;

проверка эксплуатационных служб и участков ЭХЗ;

контрольные измерения потенциалов «труба-земля»;

оценка технического состояния средств ЭХЗ;

подготовка заключения и организационно-технических мероприятий по результатам обследования.

Периодичность обследования:

один раз в 3-5 лет.

В процессе выполнения работ по обследованию газопроводов, в целях подтверждения полученных данных или иных целях, могут быть проведены шурфовочные работы.

При выполнении комплексного или детального комплексного обследования шурфовка должна проводиться обязательно, в т.ч. до завершения обследующей организацией полевых работ на трассе газопровода. (Ежегодный объем и порядок проведения шурфования определяются ВРД 39-1.10-006-2000*, п. 8.3.10.)

Материалы приемочных, комплексных и детальных комплексных обследований могут быть использованы органами по сертификации для подготовки сертификата соответствия качества противокоррозионной защиты.

Последовательность проведения работ электрометрической диагностики в зависимости от срока эксплуатации диагностируемого МГ представлена в Приложении Г.

Приложение А

СОГЛАСОВАНО

УТВЕРЖДАЮ

Начальник Отдела защиты от коррозии

Главный инженер

ОАО «Газпром»

ООО ______________

_______________ И.А. Тычкин

___________________

«___»__________

«___»______________

Проект плана
проведения электрометрической диагностики
газопроводов ООО______________ на ______ год

Наименование газопровода, участок, км

Протяженность, км

Срок выполнения

Вид обследования

Стоимость без НДС, тыс. руб.

Исполнитель

Примечания

1

2

3

4

5

6

7

8

Начальник ПО ЭХЗ ____________________

Приложение Б

Главному инженеру

ООО ______________________

___________________________

Заявка
на проведение шурфовочных работ

Работы проводятся по договору _____________________________№ _______

Руководитель бригады ____________________________ т.________________

Места шурфования:

№ шурфа

Наименование газопровода, км

Пикет

От КИП №, ЛЭП №, м

Длина шурфа, м

Причина вскрытия трубопровода

Примечания

1

2

3

4

5

6

7

Подпись руководителя                                                                                          Дата

бригады_____________________________                                               _______________

Приложение В

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер ____________ЛПУ МГ

(наименование)

ООО _______________________________

(наименование)

«____» _________________ 200 __ г.

АКТ ШУРФОВКИ № ______

от «___» __________________ 200 ___г.

1. Наименование объекта _________________________________________________________

2. Координата места шурфования _________________________, длина шурфа _____________

________________________________________________________________________________

( наименование коммуникации за №)

Причина вскрытия трубопровода __________________________________________________

(по случаю аварии, размыва, плановой шурфовки, обследования)

3. Местность ____________________________________________________________________

(склон, дно оврага, пойма, берег реки, равнина и т.п.)

4. Растительность ________________________________________________________________

(трава, кустарник, просека, посевы и т.д.)

5. Глубина заложения т/п от верхней образующей до поверхности земли м

________________________________________________________________________________

6. Грунты _____________________________________________________________________

(перечислить грунты, указав толщину слоев по порядку сверху)

7. Удельное электрическое сопротивление грунта _______________ Ом·м

8. Состояние грунтов _____________________________________________________________

(сухой, влажный, мокрый)

9. Тип изоляции _________________________________________________________________

(битумная, пленочная)

10. Толщина изоляции _______________ мм _______________ мм

(сверху)                                       (снизу)

_______________ мм _______________ мм

(сбоку слева)                       (сбоку справа)

11. Поверхность изоляции ________________________________________________________

(гладкая, морщинистая, бугристая, продавленная грунтом сверху, с боков, снизу)

12. Наличие повреждений и сквозных продавленностей _______________________________

(грунтом, камнями, посторонними

________________________________________________________________________________

предметами, механические повреждения)

13. Площадь сквозных повреждений _______________ см2 ______________ см2

(сверху)              (снизу)

_______________ см2 ______________ см2

(сбоку слева)                          (сбоку справа)

14. Обертка и ее состояние ________________________________________________________

(гидроизоляция, мешковина, число слоев, сухая, влажная, мокрая, цвет, прочность)

15. Прилипаемость изоляции к трубе _______________________________________________

(удовлетворительная, слабая, отсутствует)

16. Наличие влаги под изоляцией __________________________________________________

17. Наличие ржавчины на трубе ___________________________________________________

(под изоляцией, в местах отсутствия или повреждения изоляции)

18. Характер ржавчины ___________________________________________________________

(цвет, сплошная, бугристая, легко или трудно отделяемая от трубы)

19. Наличие каверн ______________________________________________________________

(сверху, снизу, с боков, примерное кол-во каверн на 1 кв.дм)

20. Максимальная глубина каверн _______________________________________________ мм

(замерить несколько самых глубоких каверн)

21. Разность потенциалов «труба – земля» _________________________________________ В

22. Места дефектов заизолированных ______________________________________________

(тип изоляции)

ПОДПИСАЛИ:

От ДОАО «Оргэнергогаз»

Вед. инженер (инженер)

___________________

__________

___________

(ФИО)

(подпись)

(дата)

От __________________________________________________________________ ЛПУ МГ

(наименование)

Начальник ЭХЗ

___________________

__________

___________

(ФИО)

(подпись)

(дата)

Инженер ЛЭС

___________________

__________

____________

(ФИО)

(подпись)

(дата)

Приложение Г

СТРУКТУРНАЯ СХЕМА ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ МГ

1. На новых до 10 лет эксплуатации МГ

2. На эксплуатируемых более 10 лет МГ

Еще документы скачать бесплатно