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