• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


РД 12-411-01


ИНСТРУКЦИЯ
ПО ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ*

_______________

* Документ не подлежит государственной регистрации, поскольку является техническим документом и не содержит новых правовых норм (письмо Министерства юстиции Российской Федерации от 19.07.01 N 07/7289-ЮД). (Примеч. изд.)


Дата введения 2001-09-15

УТВЕРЖДЕНА постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.01 N 28

ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ с 15.09.01 постановлением Госгортехнадзора России от 24.07.01 N 33

Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов разработана Головным научно-исследовательским и проектным институтом по использованию газа в народном хозяйстве ОАО "ГипроНИИгаз", ОАО "Росгазификация" с участием Уральского научно-исследовательского института трубной промышленности ОАО "УралНИТИ", испытательного центра по сертификации трубной промышленности ООО ИЦСТП "Сертицентруба", предприятия независимой экспертизы труб, трубопроводов и сосудов ООО "ТЭСЧМ" и ООО НПЦ "Композит" при Саратовском государственном университете им. Н.Г.Чернышевского.

В разработке приняли участие: B.C.Волков, научный руководитель, канд. техн. наук; В.Н.Беспалов; Г.А.Гончарова, канд. техн. наук; Г.И.Зубаилов; А.В.Кайро, Е.Н.Кокорев; Л.И.Могилевич, доктор техн. наук; Ю.А.Ослопов; Ю.И.Пашков, доктор техн. наук; В.И.Поляков, канд. хим. наук; Л.К.Самохвалова; И.В.Сессин; В.Л.Сомов, канд. экон. наук; В.В.Тарасов, канд. техн. наук; А.А.Феоктистов; А.Л.Шурайц, канд. техн. наук.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящая Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (далее - Инструкция) устанавливает виды и порядок проведения диагностирования, основные критерии оценки технического состояния газопроводов, предусматривает методики расчета остаточного срока службы газопроводов по истечении нормативного срока службы и в других случаях.

Инструкция устанавливает требования по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов, по которым природный газ по ГОСТ 5542-87 транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженный углеводородный газ по ГОСТ 20448-90 с избыточным давлением не более 1,6 МПа. К газопроводам, на которые распространяются требования настоящей Инструкции, относятся подземные межпоселковые и распределительные газопроводы и подземная часть вводов, построенные из труб, изготовленных из малоуглеродистых марок сталей.

2. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ


Газопровод - часть газораспределительной системы, состоящая из трубопровода для транспортировки природного или сжиженных углеводородных газов, за исключением сооружений и устройств, установленных на нем.

Участок газопровода - часть или весь газопровод, построенный по одному проекту и имеющий одинаковые диаметр и толщину стенки труб, марку стали, тип изоляции, метод защиты от коррозии, срок укладки в грунт и ввод в эксплуатацию электрохимической защиты (ЭХЗ).

Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.

Техническое диагностирование газопровода (диагностирование) - определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния.

Техническое состояние газопровода - соответствие одному из видов технического состояния в данный момент времени (исправен, неисправен, работоспособен, неработоспособен), определяемое по сравнению истинных значений параметров газопровода с установленными нормативно-технической документацией.

Базовый шурф - место на участке газопровода, которое предположительно будет находиться в наиболее тяжелых условиях эксплуатации.

Предельное состояние газопровода - состояние газопровода, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима и восстановление его работоспособного состояния невозможно исходя из требований промышленной безопасности либо его дальнейшая эксплуатация и восстановление его работоспособного состояния нецелесообразны исходя из экономических критериев.

Срок службы газопровода - календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

Остаточный срок службы газопровода - расчетная календарная продолжительность эксплуатации газопровода от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

Напряженно-деформированное состояние (НДС) газопровода - состояние, при котором в металле труб газопровода возникают внутренние напряжения, вызванные воздействием внешних и внутренних нагрузок и воздействий.

Дефектный (аномальный) участок газопровода - несоответствие участка газопровода установленным нормам, в том числе участок, имеющий коррозионные повреждения, изменение толщины стенки трубы или испытывающий местное повышенное напряжение стенки трубы.

Эксплуатационная организация газораспределительной сети (ГРО) - специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям и их обслуживанием. Эксплуатационной организацией может быть организация - собственник этой сети либо организация, заключившая с организацией - собственником сети договор на ее эксплуатацию.

3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3.1. Определение технического состояния газопроводов с рабочим давлением газа РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов0,6 МПа и участков этих газопроводов при достижении нормативного срока службы должно осуществляться в соответствии с требованиями ПБ 12-368-00* и других нормативных документов по определению технического состояния, утвержденных в установленном порядке, за исключением газопроводов:
________________
* В настоящее время действуют Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления (ПБ 12-529-03), утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 18.03.03 N 9, зарегистрированным Минюстом России 04.04.03 г., регистрационный N 4376. (Примеч. изд.)


проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, в вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;

на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;

при проявлении аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и другие аномалии).

3.2. Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование на основе оценки технического состояния, условий эксплуатации, качества работ по восстановлению работоспособного состояния газопровода.

Остаточный срок службы газопроводов, отмеченных в п.3.1, устанавливается эксплуатационной организацией, но не более 20 лет либо, по выбору заказчика, устанавливается в соответствии с требованиями настоящей Инструкции организацией, проводившей диагностирование.

При наличии выявленных участков коррозии срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.

3.3. Определение технического состояния газопроводов после продления нормативного срока службы должно проводиться в объеме и в сроки, установленные ПБ 12-368-00.

В зависимости от срока службы газопровода, условий его эксплуатации и технического состояния предусмотрены следующие виды диагностирования: плановое и внеочередное.

3.4. Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного по результатам предыдущего диагностирования срока службы газопровода.

3.5. Внеочередное диагностирование проводится в случаях:

перевода газопровода на более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого перевода;

аварий, не связанных с механическим повреждением газопровода при проведении земляных работ;

воздействия неблагоприятных внешних факторов, которые приводят к деформации грунта, выводящей газопровод за пределы нормативного радиуса упругого изгиба (если РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов<500РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - наружный диаметр газопровода);

после землетрясения силой свыше 6 баллов.

3.6. Для получения информации о динамике изменения характеристик свойств металла и изоляционного покрытия, используемых для расчета остаточного срока службы газопровода, необходимо предусматривать для строящихся газопроводов в местах с наиболее тяжелыми условиями эксплуатации устройство базовых шурфов на стадии строительства, для действующих газопроводов - в процессе диагностирования, в том числе в местах, предусмотренных п.4.4.3 настоящей Инструкции.

Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять:

для вновь сооружаемых подземных газопроводов - в соответствии со строительными нормами и правилами;

для действующих газопроводов при проведении планового или внеочередного диагностирования и отсутствия базового шурфа - в шурфе или в одном из шурфов, вскрытом (вскрытых) при техническом обследовании, в котором по результатам диагностирования газопровода установлен минимальный срок службы (при нескольких шурфах) в количестве одного базового шурфа на участок газопровода из одной партии труб, независимо от протяженности участка и назначения.

Для вводов газопроводов протяженностью до 200 м предусматривать базовые шурфы не требуется.

Если на действующем участке газопровода базовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования его технического состояния не требуется вскрытия грунта (шурфового диагностирования), размещение базового шурфа следует предусматривать на одном из самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействию внешних факторов, в том числе:

в местах, приведенных в п.4.4.3;

при наличии грунтов с высокой агрессивностью, блуждающих токов и анодных зон;

в местах пересечений с инженерными коммуникациями канальной прокладки;

в местах поворотов газопроводов и выхода их из земли;

при наличии отказов, зафиксированных при предшествующих проверках, обследованиях и авариях.

3.7. В базовых шурфах строительной организацией должны быть определены фактические начальные характеристики газопровода:

для металла труб - временное сопротивление, предел текучести и при толщине стенки 5 мм и более - ударная вязкость, полученные по данным сертификатов заводов-изготовителей или при их отсутствии - по результатам лабораторных испытаний;

для изоляционного покрытия - переходное сопротивление и параметры, характеризующие адгезию.

Указанные характеристики должны быть зафиксированы в строительном, а также в техническом эксплуатационном паспорте газопровода (приложение А).

3.8. Рекомендуется совмещать диагностирование с техническим (приборным) обследованием газопроводов.

При диагностировании могут быть использованы данные технического обследования газопровода, срок проведения которого не превышает один год.

4. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ

4.1. Плановое и внеочередное диагностирование производятся в два этапа - без вскрытия грунта (бесшурфовое) и шурфовое.

Анализ результатов диагностирования, проводимый ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов (приложения А, Б). Анализ результатов диагностирования, проводимый экспертной организацией, имеющей соответствующую лицензию, осуществляется в порядке, предусмотренном Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности (утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 N 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, peг. N 1656).

Плановое диагностирование газопровода проводится в последовательности, представленной на рис.1, а именно:

Рис.1. Схема планового диагностирования подземных газопроводов

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Рис.1. Схема планового диагностирования подземных газопроводов



анализ технической документации (проектной, строительной и эксплуатационной);

разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта;

диагностирование без вскрытия грунта;

диагностирование в базовом шурфе;

разработка программы шурфового диагностирования (при необходимости);

диагностирование по программе шурфового диагностирования;

определение технического состояния;

расчет остаточного срока службы, выдача заключения.

4.2. Анализ проектной, строительной и эксплуатационной документации осуществляется путем изучения всех сведений о техническом состоянии газопровода в объеме данных, предусмотренных техническим эксплуатационным паспортом подземного газопровода (приложение А).

В случае несоответствия существующего эксплуатационного технического паспорта по содержанию с паспортом, приведенным в приложении А, он дополняется недостающими формами и данными.

На стадии анализа технической документации прослеживаются динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режимы работы устройств электрохимической защиты, характер повреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации и в результате плановых приборных обследований.

Результаты анализа обобщаются и оформляются актом (приложение Б).

4.3. Диагностирование без вскрытия грунта.

Программа диагностирования без вскрытия грунта составляется по результатам анализа документации и включает следующие разделы:

выбор технических средств диагностирования из перечня, приведенного в разделе 9 настоящей Инструкции;

проверку на герметичность в соответствии с порядком, предусмотренным подразделом 3.3 ПБ 12-368-00;

проверку эффективности работы электрохимической защиты (в соответствии с ПБ 12-368-00);

проверку состояния изоляции (в соответствии с ПБ 12-368-00), в том числе наличия сквозных повреждений изоляции;

выявление участков газопровода с аномалиями металла труб [при наличии индикатора дефектов и напряжений (ИДН) (приложение В) или другими приборами (техническими устройствами), разрешенными к применению установленным порядком, позволяющими дистанционно выявить места коррозионных или иных повреждений труб, а также участки повышенных напряжений газопровода];

определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиями по этому показателю, зафиксированных при предшествующих проверках.

По полученным результатам диагностирования без вскрытия составляется акт (приложение Г) и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе. При необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов (программа шурфового диагностирования).

4.4. Шурфовое диагностирование.

4.4.1. Если на действующем газопроводе отсутствует базовый шурф, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждающим наличие мест аномалий металла, для ИДН является всплеск параметров магнитного поля более чем на 20% по сравнению с фоновым значением).

В случае если на диагностируемом участке газопровода указанных выше отклонений не обнаружено, место базового шурфа выбирается по результатам анализа технической документации с учетом требований п.3.6.

Основными критериями необходимости разработки программы шурфового диагностирования являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции (АНПИ, АНТПИ и др.) с показаниями приборов определения аномалий металла (ИДН и др.), результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов.

При отсутствии прибора для обнаружения аномалий в металле труб и указанных выше отклонений, в том числе отказов в период эксплуатации, места шурфования и их количество следует предусматривать в соответствии с ПБ 12-368-00, как при приборном техническом обследовании действующих подземных газопроводов. Срок службы в этом случае принимается по результатам обследования в шурфе, в котором установлен минимальный срок службы трубопровода.

4.4.2. Программа шурфового диагностирования включает:

измерение поляризационного и (или) суммарного потенциала;

определение внешнего вида, толщины и свойств изоляционного покрытия (переходное сопротивление, адгезия);

определение состояния поверхности металла трубы (коррозионные повреждения, вмятины, риски и т.п.);

контроль геометрических размеров трубы (наружный диаметр, толщина стенки) при наличии коррозионных повреждений;

определение вида и размеров дефектов в сварных швах (монтажных и заводских), если они попали в зону шурфа, и при осмотре обнаружены отклонения от нормативных требований;

определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов;

определение фактических значений временного сопротивления (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов), предела текучести (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов), при толщине стенки 5 мм и более - ударной вязкости* KCU (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов) металла, параметров НДС в кольцевом направлении.
_______________
* Определение ударной вязкости металла является факультативным.

4.4.3. Механические и вязкостные свойства металла и НДС труб, приведенные в п.4.4.2, следует определять и учитывать при назначении срока службы для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа, а также независимо от давления для участков:

проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;

на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;

проявления аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и других случаях по решению эксплуатирующей организации).

4.4.4. По результатам шурфового диагностирования:

составляется акт по форме 5 (приложение Д);

при необходимости производится ремонт;

по критериям предельного состояния, приведенным в разделе 5 настоящей Инструкции, производится расчет остаточного срока службы газопровода в соответствии с разделом 6 и приложением Е.

4.5. Внеочередное диагностирование.

ГРО устанавливает:

необходимость внеочередного диагностирования - с учетом требований п.3.5;

объем работ по внеочередному диагностированию - в зависимости от выбора критериев предельного состояния, по которому определяется остаточный срок службы согласно настоящей Инструкции;

сроки проведения очередного диагностирования - исходя из результатов приборного обследования.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДА И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОДДЕРЖАНИЮ ЕГО В РАБОТОСПОСОБНОМ СОСТОЯНИИ


Определение технического состояния газопровода проводится путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с критическими значениями соответствующих параметров предельного состояния.

5.1. Определение эффективности работы электрохимической защиты (ЭХЗ)

5.1.1. Требования к ЭХЗ и методы контроля определяются разделом 5 "Требования к электрохимической защите и методы контроля" ГОСТ 9.602, ПБ 12-368-00 и Инструкцией по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии.

5.1.2. Оценка состояния ЭХЗ участка газопровода осуществляется по уровню:

защищенности участка газопровода по протяженности;

защищенности участка газопровода по времени.

5.1.3. Защищенность участка газопровода по протяженности определяется как отношение длины участков, имеющих поляризационный или защитный потенциал не менее требуемых значений, определяемых в соответствии с п.5.1.1 ГОСТ 9.602, к общей длине данного газопровода. При соотношении меньше единицы необходимо проверить работоспособность каждого преобразователя, анодного заземления, протекторов и других средств защиты.

5.1.4. Защищенность участка газопровода по времени определяется как выраженное в процентах отношение суммарного времени нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты за время эксплуатации к длительности периода работы в отсутствие необходимого поляризационного или суммарного защитного потенциала к общему времени эксплуатации. Показатель защищенности, являющийся критерием предельного состояния, должен быть не менее 95%.

5.2. Определение состояния изоляции

5.2.1. Критериями предельного состояния изоляции являются сплошность, сквозные повреждения и значение переходного сопротивления.

5.2.2. Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает следующие параметры:

тип, материал изоляции, внешний вид покрытия (наличие, расположение, площадь сквозных повреждений), характер покрытия (бугристость, наличие трещин, толщина по периметру, наличие обертки);

адгезию, величина которой определяется по методикам, предусмотренным приложением Б ГОСТ Р 51164-98;

величину переходного сопротивления.

Одновременно определяется удельное электрическое сопротивление грунта в месте расположения шурфа.

5.2.3. Величина переходного сопротивления РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов определяется по методу, приведенному в приложении Ж, или с помощью мегомметра, например, типа М1101М или другого типа с килоомной шкалой и напряжением 100 В.

5.2.4. Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов в сравнении с критическим (предельным) РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов значением конечного переходного сопротивления труба-грунт. Критическое (предельное) переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (1)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - наружный диаметр трубопровода, м;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - глубина от поверхности земли до верхней образующей трубопровода, м;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - толщина стенки трубы, м.

Решать уравнение следует методом подбора значения РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, обеспечивающего равенство левой и правой частей уравнения с точностью 0,5.

Если фактическое значение переходного сопротивления меньше критического (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов<РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов), делается вывод о полной деградации изоляционного покрытия на данном участке газопровода.

Если РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, то покрытие находится на пределе защитных свойств. Если РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов и имеется только пассивная защита газопровода, то рассчитывается остаточный срок службы изоляционного покрытия в соответствии с п.6.1.

При определении изоляционного покрытия на участке газопровода, как полностью деградировавшего или находящегося на пределе защитных свойств, в случае экономической целесообразности назначается корректировка режимов работы действующих установок ЭХЗ, а при недостаточности принимаемых мер - обустройство на газопроводе дополнительных пассивных и активных средств ЭХЗ.

При экономической нецелесообразности дополнительных защитных мероприятий назначаются мероприятия по защите локальных зон и остаточный срок службы газопровода рассчитывается с учетом прогнозируемого уменьшения толщины стенки труб в результате коррозии, исключая защитные свойства изоляции.

5.3. Определение степени коррозионных повреждений металла


Критериями предельного состояния трубы являются сквозное коррозионное повреждение или остаточная толщина стенки трубы, которая не позволяет дальнейшую эксплуатацию газопровода из условий обеспечения прочности.

Влияние коррозионного износа на величину остаточного срока службы труб газопровода определяется расчетом в соответствии с пп.6.6, 6.7 настоящей Инструкции.

По результатам расчета определяется возможность дальнейшей эксплуатации газопровода как без проведения ремонта, так и при условии проведения ремонта методом абразивной зачистки (приложение З) или другими допустимыми методами ремонта, в том числе врезкой "катушки".

5.4. Определение качества сварных стыков

5.4.1. Если в процессе эксплуатации утечек через сварные стыки или их разрывы не отмечалось, то стыки признаются годными и их проверка не производится.

5.4.2. Если сварной стык попал в зону шурфа и в процессе эксплуатации были выявлены повреждения в стыковом (строительном) или заводском (продольном или спиральном) сварном шве, а также выявлено, что их внешний вид не соответствует требованиям нормативных документов, сварное соединение подлежит проверке методами неразрушающего контроля в соответствии с установленными нормами.

5.5. Определение физико-механических свойств металла труб


При длительной эксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металла труб, в том числе:

снижение пластичности, выраженной в сближении величин предела текучести РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов и временного сопротивления РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов;

снижение ударной вязкости РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (KCU).

Допустимые значения перечисленных критериев, приведенных к температуре 20 °С, для труб из малоуглеродистой стали должны быть в пределах:

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов


Фактические значения физико-механических свойств металла определяются:

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - согласно ГОСТ 10006 и, как исключение, путем пересчета значений твердости, полученных с помощью переносного твердомера или коэрцитиметра по методикам, предусмотренным паспортом соответствующего прибора и приложением К настоящей Инструкции;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (ударная вязкость фактическая) - приборным неразрушающим методом согласно приложению И настоящей Инструкции или разрушающим методом согласно ГОСТ 9454;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (кольцевое напряжение фактическое) - приборным неразрушающим методом согласно приложению И настоящей Инструкции или расчетом по формуле (13) настоящей Инструкции.

Предельно допустимые значения фактических кольцевых напряжений (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов) в стенке газопровода должны быть не более 0,75РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов.

При достижении любого из перечисленных критериев своего предельного значения участок газопровода назначается на перекладку.

6. РАСЧЕТ ОСТАТОЧНОГО СРОКА СЛУЖБЫ ГАЗОПРОВОДА

6.1. Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по переходному сопротивлению (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, год) проводится по формуле

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (2)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - постоянная времени старения (годРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов), рассчитываемая по формуле

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (3)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода. Берется реально измеренное РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов значение для данного участка либо принимается по табл.1;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - фактическое время эксплуатации газопровода до начала диагностирования, год.

Пример расчета остаточного срока службы изоляционного покрытия приведен в приложении Е.

Таблица 1


Переходное сопротивление изоляционного покрытия РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов на законченном строительством участке газопровода

Основа покрытия

Переходное сопротивление, Ом·мРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Битумные мастики

5·10РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Полимерные рулонные материалы

10РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Полиэтилен экструдированный

3·10РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Стеклоэмаль

10РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов


6.2. За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из следующих параметров по соответствующим пунктам настоящей Инструкции:

пластичности металла труб (п.6.4);

ударной вязкости металла (п.6.5);

НДС при наличии фронтальной коррозии (п.6.6);

локальному НДС в местах коррозионных язв (питтингов) (п.6.7).

При ремонте или замене (вырезке) пораженного язвенной или фронтальной коррозией участка расчет остаточного срока службы металла труб по пп.6.6, 6.7 для этого участка не производится, а определение остаточного срока службы производится по другим параметрам (пп.6.4, 6.5).

Результаты расчета остаточного срока службы по настоящей Инструкции достоверны при рабочем давлении газа, создающем напряжения в стенке трубы не более 0,3РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов.

6.3. Определение физико-механических свойств металла приведено для условий: температура 20 °С, избыточное давление для природного газа - 1,2 МПа, для паров СУГ - 1,6 МПа. Другие условия эксплуатации газопровода учитываются применением соответствующих поправочных коэффициентов РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов в формулах (4), (10).

Исходные механические характеристики металла труб в начале эксплуатации (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов) принимаются по исполнительной документации на газопровод (данные базового шурфа или сертификата качества) и, как исключение, при отсутствии их - по минимальным значениям механических характеристик стальных труб, приведенным в табл.2, в которой для упрощения расчетов марки сталей всех степеней раскисления объединены в две группы по близости механических свойств.


Таблица 2

Минимальные значения механических характеристик стальных труб (средние по маркам стали)

Группа

Марка стали

Минимальные нормативные механические характеристики

Предел текучести РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, МПа

Временное сопротивление РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, МПа

Ударная вязкость РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов(КСU), Дж/смРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

А

Ст3, Ст4
ГОСТ 380,
сталь 20
ГОСТ 1050

216

362

78,4

Б

Ст2
ГОСТ 380,
сталь 10
ГОСТ 1050

196

314

78,4


6.4. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла.

Снижение пластичности металла труб в результате старения, т.е. зависимость основных механических характеристик (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов ,РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов) от времени эксплуатации газопровода, можно представить в виде функции, значения которой определяются по формуле

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (4)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - параметры, отражающие процесс старения, значения которых приведены в табл.3;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов и РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - поправочные коэффициенты условий эксплуатации.

Значения коэффициентов РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов и РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов для расчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, вычисляются по формулам:

при изменении данных по температуре

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (5)


при изменении данных по давлению

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (6)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, °С и РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, МПа - разность среднегодовой температуры грунта РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов на уровне заложения газопровода и действующего давления РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов от базовых значений (20 °С и 1,2 МПа): РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов-20 °С; РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов-1,2;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - параметры, учитывающие влияние изменения температуры на пластичность, принимаются по табл.3.

Таблица 3

Параметры для расчета фактических механических свойств металла по пластичности

Параметры

Величина для стали

Группа А

Группа Б

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,4779

0,56251

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,0046703

0,005922

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,222073

0,237626

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,019853

0,019036

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,00000783

-0,00000787

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,000325

0,000365

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

-0,0000105

-0,0000121


Примечание. Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.


Определение остаточного срока службы, представленное на рис.Е.1 и Е.2 приложения Е, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, формула (4), с интервалом точности (+10%) в виде двух кривых: РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов и РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, - верхней границы 10%-ного интервала точности кривой РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов в координатах "РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов/РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - время" и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов/РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=0,9 и РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов/РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов/РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. Значения РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов и РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов получены по данным шурфового контроля согласно п.5.5 в ходе диагностирования.

Примеры расчета остаточного срока службы по изменению пластичности металла приведены в прило

жении Е.

6.5. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла.

Снижение трещиностойкости (ударной вязкости) металла труб в результате старения, т.е. зависимость ударной вязкости РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов от времени эксплуатации газопровода можно представить в виде

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (7)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - параметры, отражающие процесс старения относительно исходного значения ударной вязкости РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, приведены в табл.4.

Исходное значение ударной вязкости РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов выбирается по данным базового шурфа или по табл.2.

При эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, расчетные значения ударной вязкости изменяются на величину поправочных коэффициентов РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов и РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, которые определяются по формулам:

при отличии температуры РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов от базовой (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов°С)

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (8)


и при отличии давления от базового РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводовМПа (для СУГ - 1,6 МПа)

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (9)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов- параметры, учитывающие влияние изменения температуры на ударную вязкость (приведены в табл.4).

И тогда


РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов , (10)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - фактическая величина ударной вязкости материала в точке замера с учетом влияния температуры и давления, Дж/смРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов- фактическая измеренная величина ударной вязкости материала в точке замера, Дж/смРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов.

Определение остаточного срока службы, представленное на рис.Е.3 и Е.4 приложения Е, производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, формула (7), с интервалом точности (-10%) в виде двух кривых: РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, формула (7), и РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - нижней границы 10%-ного интервала точности кривой РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов в координатах "ударная вязкость - время" и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=30 Дж/смРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов; РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. Значение РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов получено по данным шурфового контроля согласно п.6.5 в ходе диагностирования.

Пусть РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - абсцисса точки пересечения кривой РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов с прямой РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=30 Дж/смРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. Определяем точку пересечения прямых РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов и РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. В случае, когда указанная точка попадает в интервал точности функции по формуле (7) или в область над кривой РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, разность РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов-РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов дает искомую величину остаточного срока службы РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. Если же полученная точка окажется за пределами интервала точности (в области под кривой РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов), следует уточнить параметры табл.4, используемых в функции формулы (7), или вместо РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов использовать для расчета условно-фактическое время эксплуатации газопровода РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, равное абсциссе точки пересечения кривой РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов с прямой РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. В этом случае РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов.

Таблица 4

Параметры, необходимые для определения ударной вязкости

Параметр

Группа А

Группа Б

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

-0,002932РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

-0,0046572РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,0127966РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,0423572РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

1,025088РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,9989РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,0001435РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,001612РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,0000000056РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,0000000053РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,015

-0,015

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

0,0121

0,0057

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

-0,9

-1


Примечание. Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.


Пример расчета остаточного срока службы по изменению ударной вязкости металла приведен в приложении Е.

6.6. Расчет остаточного срока службы газопровода по величине НДС при действии фронтальной (общей) коррозии металла.

Остаточный срок службы РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов с учетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (11)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - максимальное время до разрушения ненапряженного элемента конструкции (газопровода) в годах, определяемое по формуле

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (12)


РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - фактически действующие кольцевые напряжения, МПа, с учетом утонения стенки трубы при сплошной коррозии вычисляются по формуле

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (13)


(здесь РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - наружный диаметр газопровода, мм);

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - начальное кольцевое напряжение, МПа, определяемое по формуле

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (14)


(здесь РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - толщина стенки трубы в начале эксплуатации, мм);

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - средняя скорость коррозии, мм/год, определяемая по формуле

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (15)


(здесь РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений (дефекта), мм);

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=0,75РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов);

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - константа рабочей среды, МПаРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, определяемая по формуле

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (16)


(здесь РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - мольный объем стали, равный 7,0 смРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов/моль;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - универсальная газовая постоянная, равная 8,31 Дж/(моль·К);

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов
- температура РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (К), при 20 °С =293 К).

Пример расчета остаточного срока службы при действии фронтальной коррозии приведен в приложении Е.

6.7. Расчет остаточного срока службы газопровода при наличии язвенной (питтинговой) коррозии металла.

Повреждения труб в виде коррозионных язв (питтингов) приводят к неравномерному распределению напряжений в стенке газопровода, увеличивая их в местах наиболее глубоких повреждений.

Остаточный срок службы с учетом язвенной (питтинговой) коррозии и действующих напряжений определяется по формуле

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (17)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - критическая глубина дефекта при действующем уровне напряжений, мм;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - глубина дефекта в зоне максимальных повреждений, мм;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - скорость коррозии, вычисляемая по формуле (15) и скорости роста дефекта в плоскости трубы РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов.


РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (18)


РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (19)


где РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов - наибольший размер коррозионной язвы по верхней кромке, мм;

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов=0,75РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов.

Пример расчета остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии приведен в приложении Е.

7. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА


Цель анализа результатов диагностирования - установление текущего состояния газопровода, уровня повреждений, напряженного состояния и остаточного срока службы газопровода. Остаточный срок службы принимается наименьшим из полученных по расчетам, приведенным в пп.6.4-6.7.

8. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА

8.1. На выполненные работы по диагностированию технического состояния газопровода организация, их проводящая, составляет первичную документацию (акты, заключения, протоколы, таблицы, фотографии и др.), где отражаются все недостатки, обнаруженные повреждения и дефекты.

На основании первичной документации о результатах диагностирования, выполнения расчетов и при необходимости ремонта газопровода составляется отчет.

8.2. Отчет состоит из следующих разделов:

введение - краткая постановка задач;

основные сведения о диагностируемом газопроводе (конструкция, технология строительства, рабочие параметры эксплуатации, материал труб и изоляционного покрытия, оборудование ЭХЗ, грунтовые условия, сведения об эксплуатации, ремонте);

результаты анализа технической документации;

выводы и рекомендации по результатам предыдущих плановых обследований и диагностирования;

результаты текущего технического диагностирования;

специфические особенности эксплуатации (если таковые имели место);

результаты внеочередного диагностирования (если таковые проводились);

расчет остаточного срока службы;

заключение;

выводы и рекомендации с указанием причин, послуживших основанием для проведения или не проведения ремонта или реконструкции газопровода, а также указания о технических и организационных мероприятиях, необходимых для обеспечения дальнейшей безопасной эксплуатации.

8.3. Отчет (заключение по результатам диагностирования) оформляется установленным порядком и прикладывается к техническому эксплуатационному паспорту подземного газопровода (приложение А).

9. ПЕРЕЧЕНЬ РЕКОМЕНДУЕМОГО ПРИБОРНОГО ОСНАЩЕНИЯ ДЛЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

9.1. Диагностирование с поверхности земли (без вскрытия) осуществляется следующим оборудованием.

Определители утечки газа:

а) ЛОУГ (передвижная лаборатория);

б) Вариотик;

в) ГИВ-М.

Измерители потенциалов электрохимической защиты:

а) Мультиметр 43313 ЭВ 2234;

б) АИП;

в) ПКИ-2 (измерительный комплекс).

Проверка сплошности изоляционного покрытия на засыпанных участках газопровода:

а) АНПИ;

б) КАОДИ;

в) ИПИ-95;

г) ТИЕТИ-03;

д) ИПИТ-2;

е) "Поиск-2";

ж) АНТПИ (У);

з) C-Scan;

и) ТИСПИ.

Определитель участков дефектов и напряжений:

а) ИДН.

9.2. Контактное (шурфовое) диагностирование на вскрытом участке (очищенном от грунта) осуществляется следующим оборудованием.

Измерение коррозионной агрессивности грунта:

а) ИКАГ;

б) АКГК.

Определение толщины и адгезии изоляции:

а) АР-2;

б) СМ-1;

в) УКТ-2;

г) ИА-1;

д) УКАП-1-100;

е) АМЦ2-20.

Контроль глубины коррозии (остаточной толщины стенки трубы):

а) УТ-93П;

б) УТ-65М;

в) "Кварц".

Определение дефектов металла труб:

а) Уд-2-12.

Определение мест концентрации напряжений:

а) ИКН-1М;

б) ИКН-1М-4.

Контроль качества сварных стыков:

а) ИКН-1М;

б) ИКН-1М-4;

в) МИРА 2Д.

Измерение механических свойств и напряженно-деформированного состояния металла трубы:

а) твердомеры переносные:

1) Темп-2;

2) ИТ50;

3) ДИТ-02;

4) EQVOTIP;

5) Коэрцитиметр (Структуроскоп КРМ-ЦК-2 и др.);

б) измерители НДС:

1) ПИОН-01;

2) "Stresscan-50";

3) "Уралец".

9.3. Внутритрубное диагностирование:

1) УКТ-1.

9.4. Допускается использование другого диагностического оборудования и приборов, назначение и технические характеристики которых обеспечивают достоверность результатов.

10. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ


В настоящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы.

ГОСТ 9.602-89*. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.
________________
* В настоящее время действует ГОСТ 9.602-2005 "Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии". (Примеч. изд.)


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

ГОСТ 380-94*. Сталь углеродистая обыкновенного качества.
________________
* В настоящее время действует ГОСТ 380-2005 "Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки). (Примеч. изд.)


ГОСТ 1050-88. Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия.

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

ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах.

ГОСТ 10006-80. Трубы металлические. Методы испытания на растяжение.

ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия.

ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия.

ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация.

Правила безопасности в газовом хозяйстве (ПБ 12-368-00), утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 26.05.00 N 27, прошли юридическую экспертизу Минюста России (письмо от 30.06.00 N 5165-ЭР).

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности, утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 N 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, peг. N 1656.

Приложение А. Технический эксплуатационный паспорт подземного газопровода (примерная форма)


Приложение А

А.1. Общие положения

А.1.1. Технический эксплуатационный паспорт газопровода (далее - паспорт) является документом, отражающим текущее техническое состояние газопровода, и включает основные сведения из проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на газопровод.

А.1.2. Ведение паспорта осуществляется эксплуатирующими газопровод организациями. Специалисты предприятий подземметаллозащиты и других специализированных организаций по результатам проводимых ими обследований представляют необходимые сведения для включения их в паспорт.

А.2. Организационно-технические мероприятия для ведения паспорта

А.2.1. Для обеспечения работ по ведению паспорта проводятся следующие мероприятия:

назначение лиц из числа компетентных сотрудников ГРО, ответственных за ведение эксплуатационной документации, подготовку измерительной аппаратуры, инструмента, а также непосредственно за проведение плановых приборных обследований;

сбор и классификация данных по проведенным за время эксплуатации приборным обследованиям и ремонтам;

осуществление замеров паспортизируемых данных в процессе эксплуатации;

определение места базового шурфа с обозначением его на карте-схеме;

обработка результатов и оформление соответствующих протоколов и актов.

А.2.2. Ведение паспорта осуществляется с момента пуска газопровода в эксплуатацию и в течение всего периода его работы.

А.3. Перечень документов, входящих в паспорт

А.3.1. Включению в паспорт подлежат элементы проектной и другой технической документации, имеющейся на газопровод, в том числе:

акт приемки в эксплуатацию;

эксплуатационный паспорт системы ЭХЗ;

техническая документация (сертификаты, паспорта и пр.) на оборудование и материалы;

строительная (исполнительная) документация на вновь сооружаемые искусственные преграды и коммуникации, прокладываемые параллельно или пересекающие газопровод, с указанием степени их влияния;

протоколы измерений и акты технического состояния.

А.3.2. Для обобщения сведений о техническом состоянии газопровода составляется его карта-схема в масштабе, удобном для нанесения необходимых отметок. На карту-схему должны быть нанесены:

трасса прохождения газопровода со сквозным делением протяженности в метрах, начиная от начала газопровода до его конца, с привязкой всех существующих пикетов к расстоянию от начала трассы и указанием мест базовых шурфов;

места расположения всех сооружений на газопроводе, включая колодцы, запорную арматуру, станции катодной защиты, контрольно-измерительные пункты, отводы и врезки с указанием расстояния (в метрах) от ближайшего пикета;

места пересечения газопровода со всеми коммуникациями, а также с естественными и искусственными преградами;

места проведения ремонтных и других работ, места аварий и повреждений.

А.4. Контроль параметров во время эксплуатации


При эксплуатации в соответствии с требованиями действующих нормативных документов контролируются следующие технические показатели:

герметичность газопровода - с помощью штатных газоанализаторов (газоиндикаторов);

состояние изоляционного покрытия - методом проверки на контакт с грунтом и измерением электрического переходного сопротивления (приборы типа АНТПИ, C-Scan, "Поиск-2" и др.);

состояние средств защиты от коррозии;

эффективность работы системы ЭХЗ - в соответствии с ГОСТ 9.602.

А. 5. Контроль параметров во время проведения ремонтных работ

А.5.1. При выполнении ремонтных работ на газопроводе, связанных со вскрытием грунта по причине повреждения изоляционного покрытия, по методикам, предусмотренным настоящей Инструкцией, определяются:

фактическое значение переходного электрического сопротивления и адгезия изоляционного покрытия;

величина коррозионного износа (при его наличии);

остаточная толщина стенки в местах коррозионных повреждений;

качество сварных стыков (при наличии в зоне шурфа) физическими методами;

механические свойства и НДС в местах коррозионных повреждений.

А.6. Оформление технического паспорта

А.6.1. Паспорт газопровода оформляется по форме 1 с приложением документов, оговоренных в пп.А.3.1 и А.3.2, актов и протоколов плановых приборных обследований и ремонтных работ, а также актов, протоколов и заключений по оценке технического состояния в соответствии с настоящей Инструкцией.

А.6.2. Допускается возможность хранения паспортных данных в электронном виде и обработка при помощи компьютерных программ, учитывающих требования настоящей Инструкции. Распечатка данных должна соответствовать форме 1.

А.6.3. Для более углубленного определения технического состояния газопровода и его остаточного срока службы в более сложных, например особых грунтовых и пр., условиях допускается включение в форму 1 других дополнительных параметров и данных.

А.6.4. Оформленный паспорт утверждается главным инженером ГРО.


Форма 1


Технический эксплуатационный паспорт газопровода (для вновь строящихся газопроводов)

Эксплуатационная организация (владелец)

Место прокладки газопровода

Назначение газопровода

Протяженность________м, давление расчетное________________________МПа, рабочее__________МПа

Проект N____________от /______/____________/19___г. разработан____________

Проект системы ЭХЗ N_________от /______/_______________/ 19___г. разработан__________________

Способ прокладки газопровода (подземный, наземный, надземный, подводный)

__________на участке от_________________

__________на участке от_________________

__________на участке от_________________

__________на участке от_________________

__________на участке от_________________

до________

до________

до________

до________

до________


м

м

м

м

Диаметр и толщина стенки труб газопровода (РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов)

_______мм на участке от_________________

_______мм на участке от_________________

_______мм на участке от_________________

_______мм на участке от_________________

_______мм на участке от_________________

до________

до________

до________

до________

до________


м

м

м

м

Дата завершения строительства

/__/__/19__г. на участке от________________

до________

м

/__/__/19__г. на участке от________________

до________

м

/__/__/19__г. на участке от________________

до________

м

/__/__/19__г. на участке от________________

до________

м

/__/__/19__г. на участке от________________

до________

м

Дата пуска системы ЭХЗ

/__/__/19__г. на участке от________________

до________

м

/__/__/19__г. на участке от________________

до________

м

/__/__/19__г. на участке от________________

до________

м

/__/__/19__г. на участке от________________

до________

м

/__/__/19__г. на участке от________________

до________

м

Оборудование газопровода

Участок газопровода - пикет (ПК)

Назна-
чение

Тип установки

Наименование (марка)

Условный проход

Материал основных элементов

Нормативный документ (проект)

Дата установки и замены


Примечание. В графе "Тип установки" указать: в колодце, в помещении, на открытом воздухе, подземно.

Пересечение и параллельная прокладка с естественными преградами

Наименование преграды

Расположение по карте-схеме

Тип прокладки

Количество (шаг) опор, пригрузов

Обнаруженные изменения

От

До

Длина, м

Дата

Характеристика

Работы по восстановлению


Примечание. В графе "Тип прокладки" указать, как проложен газопровод - на опорах, переходах, конструкцию пригруза и т.д.

Пересечение и параллельная прокладка с искусственными преградами и коммуникациями

Наименование пересекаемой или параллельной коммуникации

Расположение по карте-схеме (ПК)

Глубина заложения
(от уровня земли), м

Условия прокладки

Характеристика преграды, коммуникации

От

До

газопровода

пересекающей (параллельной) коммуникации, преграды

Дата и номер проекта

Начало и окончание работ


Примечания: 1. В графе "Расположение по карте-схеме" в случае пересечения с коммуникацией заполняется только столбец "До", в случае параллельной прокладки - столбец "От" и "До".

2. В графе "Условия прокладки" указать, как проложен газопровод - в футляре, кожухе, на опорах и т.д.

Характеристики труб

Участок газо-
провода (ПК)

Наруж-
ный диаметр труб, мм

Толщи-
на стенки, мм

Норма-
тивный документ на трубы

Марка стали

Дата и место выпус-
ка

N
серти-
фиката каче-
ства

Химический состав, %

Механические свойства

От

До

(базо-
вого шурфа)

С

Мn

Si

Р

S

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, МПа

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, МПа

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, %

KCU, Дж/смРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу uwt@kodeks.ru

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Название документа: РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Номер документа: 28

12-411-01

Вид документа: Приказ Госгортехнадзора России

РД

Принявший орган: Госгортехнадзор России

Статус: Действующий

Опубликован: / Документы Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору. Серия 12. Документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в газовом хозяйстве. Вып.3. - М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2009 год
Дата принятия: 09 июля 2001

Дата начала действия: 15 сентября 2001
Дата редакции: 12 августа 2009
Этот документ входит в профессиональные справочные системы «Техэксперт»
Узнать больше о системах