РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов Анемометр

РАСЧЕТ ОСТАТОЧНОГО СРОКА СЛУЖБЫ
ГАЗОПРОВОДА

6.1.
Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по переходному
сопротивлению ( t ост , год) проводится по формуле

, (2).

где a – постоянная времени старения (год-1),
рассчитываемая по формуле

, (3).

где R о – переходное сопротивление изоляционного
покрытия на законченном строительством участке газопровода. Берется реально
измеренное R о значение для данного участка либо
принимается по табл. 1;

t ф – фактическое время
эксплуатации газопровода до начала диагностирования, год.

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

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:

Какова пластичность трубного металла (точка 6.4)?

Из таблицы видно, что ударная вязкость металла равна 60%.

Н ДС при фронтальной коррозии (п. 6.6)

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

Таблица 1

Переходное
сопротивление изоляционного покрытия R о на законченном
строительством участке газопровода

База покрытия

Переходное
сопротивление, Ом × м2

Битумные
мастики

5 × 104

Полимерные
рулонные материалы

105

Полиэтилен
экструдированный

3 × 105

Что такое стеклянный бальзам и как он используется

103

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 0,3 s в .

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 k 1 , k 2 , К3, К4
в формулах ( 4 ), ( 10 ).

Исходные механические характеристики
металла труб в начале эксплуатации ( s t 0 , s в0 , a н0 )
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.

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

Снижение пластичности металла труб в
результате старения, т.е. зависимость основных механических характеристик ( s в , s т ) от
времени эксплуатации газопровода, можно представить в виде функции, значения
которой определяются по формуле

, (4).

где a , b , с,
е – параметры, отражающие процесс старения, значения которых приведены в
табл. 3;

k 1 и k 2 –
поправочные коэффициенты условий эксплуатации.

Таблица 2

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

Группа

Марка
стали

Минимальные
нормативные механические характеристики

Предел
текучести s Т0 , МПа

Временное
сопротивление s в0 , МПа

Ударная
вязкость ан0 ( KCU ), Дж/см2

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

Значения коэффициентов k 1 и k 2 для
расчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях, отличных от
базовых, вычисляются по формулам:

Если температура меняется во время изменения данных о температуре

k 1 = ( a т Тф
b т ст t ) D Т,                                                 (5)

Если в течение часа данные по давлению изменяются

k2 = 0,000625t D P,                                                       (6)

где D Т , °С и D Р , МПа –
разность среднегодовой температуры грунта Тф на уровне
заложения газопровода и действующего давления Рф от базовых
значений (20 °С и 1,2 МПа):

a Т , b Т , сТ
– параметры, учитывающие влияние изменения температуры на пластичность,
принимаются по табл. 3.

Определение остаточного срока службы,
представленное на рис. Е.1 и Е.2 приложения Е,
производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции y , формула ( 4), с интервалом точности ( 10
%) в виде двух кривых: y и y 1 – верхней границы 10 %-ного интервала точности кривой
y в координатах « s т / s в – время»
и двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс: s т / s в = 0,9 и s т / s в = s тф / s вф .

Таблица 3

Параметры
для расчета фактических механических свойств металла по пластичности

Параметры

Величина
для стали

Группа
А

Группа
Б

a

0,4779

0,56251

b

0,0046703

0,005922

с

0,222073

0,237626

е

0,019853

0,019036

a T

0,00000783

-0,00000787

bT

0,000325

0,000365

С T

-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.

Примеры расчета
остаточного срока службы по изменению пластичности металла приведены в
приложении 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 ан от времени эксплуатации
газопровода можно представить в виде

, (7).

где g , h , m , t , l , b – параметры, отражающие
процесс старения относительно исходного значения ударной вязкости a н0 , приведены в табл. 4.

Исходное
значение ударной вязкости ан0 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 К3
и К4, которые определяются по формулам:

при отличии
температуры Тф от базовой (Тф ¹ 20 ° C )

К3 = ( n Т Тф mT uTt ф ) D Т                                                    (8)

и при отличии
давления от базового Р ¹ 1,2 МПа (для СУГ – 1,6 МПа)

К4 = -0,08867 t ф D Р ,                                                          (9)

где n Т , mT , uT – параметры, учитывающие влияние изменения температуры на ударную
вязкость (приведены в табл. 4).

И
тогда                                    анф
= ан0 К3 К4,                                                             (10)

где анф –
фактическая величина ударной вязкости материала в точке замера, Дж/см2.

Определение остаточного срока службы,
представленное на рис. Е.3 и Е.4 приложения Е,
производится путем построения при помощи ПЭВМ графика функции ан,
формула ( 7),
с интервалом точности (-10 %) в виде двух кривых: ан, формула
( 7),
и а1 – нижней границы 10 %-ного интервала точности кривой ан
в координатах «ударная вязкость – время» и двух прямых, построенных в тех же
координатах, параллельных оси абсцисс: ан = 30 Дж/см2;
ан = анф. Значение анф
получено по данным шурфового контроля согласно п. 6.5 в ходе диагностирования.

Пусть t кр –
абсцисса точки пересечения кривой а1 с прямой ан
= 30 Дж/см2. Определяем точку пересечения прямых t = t ф и ан = анф.

В случае,
когда указанная точка попадает в интервал точности функции по формуле ( 7) или в
область над кривой ан, разность t кр – t ф дает
искомую величину остаточного срока службы t ост = t кр – t ф .

Если же полученная точка окажется за пределами интервала точности (в области
под кривой а1), следует уточнить параметры табл. 4,
используемых в функции формулы ( 7) или вместо t ф использовать
для расчета условно-фактическое время эксплуатации газопровода t уф ,
равное абсциссе точки пересечения кривой a 1 с
прямой ан = анф.

Таблица 4

Параметры,
необходимые для определения ударной вязкости

Параметр

Группа
А

Группа
Б

g

-0,002932ан0

-0.0046572AN0

h

0,0127966ан0

0,0423572 в 0

t

-0,020738ан1.

-0,0623067ан0

m

1.025088ан0.

0,9989ан0

l

0,0001435ан0

0,001612ан0

b

0,000000005666ans0

0,000000533 Обеды

nT

0,015

-0,015

uT

0,0121

0,0057

mT

-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 t ост с
учетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид

, (11).

где to – максимальное время до разрушения ненапряженного
элемента конструкции (газопровода) в годах, определяемое по формуле

, (12).

s кцф –
фактически действующие кольцевые напряжения, МПа, с учетом утонения стенки
трубы при сплошной коррозии вычисляются по формуле

                                                          (13)

D – диаметр газопровода, мм;

s кцо – начальное кольцевое напряжение, МПа, определяемое
по формуле

                                                           (14)

H o – толщина стенки трубы, измеренная в миллиметрах при запуске;

V к – средняя скорость коррозии, мм/год, определяемая
по формуле

                                                             (15)

( В данном случае HT – толщина стенки трубы в миллиметрах в месте наиболее сильного повреждения);

s кц p
– допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа;

Кп – константа рабочей среды,
МПа-1, определяемая по формуле

                                                                  (16)

(здесь V –
мольный объем стали, равный 7,0 см3/моль;

8.31 J/(моль) известен как универсальная константа газа (R);

В 20 с, TF (k) равно 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

, (17).

Где h def – критическая глубина дефектов под приложенным напряжением в миллиметрах

h гр – глубина дефекта в зоне максимальных повреждений,
мм;

V к1 – скорость коррозии, вычисляемая по формуле ( 15) и
скорости роста дефекта в плоскости трубы V д = di / t ф .

; (18) , (19).

где di – наибольший
размер коррозионной язвы по верхней кромке, мм;

s m ах = 0,75 s Т .

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

Рд 12-411-01 инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Введите код, указанный на картинке:

Длинный

Проверки безопасности дорожного движения регулируются регламентом, разработанным Госгортехнадзором.

Резолюция от 09.07.01 N 28 принята Россией.

Вводится в действие с 15.09.01

По словам Госгортчнадзора о российском указе от 24.07.01, N 33, был утвержден процесс отчетности и чрезвычайных ситуаций.

Руководство по оценке технического состояния подземных стальных газопроводов

РД 12-411-01

_____

*1 Поскольку это технический документ и содержит новые юридические стандарты, документ освобождается от государственной регистрации (письмо Министерства юстиции Российской федерации от 19 июля 2001 года, N 07/7289 Jud).

1 зона

Это руководство по диагностике технического состояния подземных стальных газопроводов (далее называемое инструкцией) излагает методы и процедуры диагностики, а также основные стандарты для оценки качества газа.

Инструкция определяет требования к техническому диагнозу подземных стальных газопроводов, на которых природный газ (в соответствии с GOST 5542-87) транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженного углеводородного газа-20448,90 для технического учета в условиях эксплуатацииСеверо -западной трубопроводной системы Газпромбанка до 1 июля 2020 года включительно;А также другие объекты, связанные с инфраструктурой российской газовой экономики, такие как нефтеперерабатывающие заводы или основные трубопроводы.

2. Термины и определения

Газораспределительная система включает в себя трубопровод для транспортировки сжиженных или природных углеводородных газов, за исключением сооружений и оборудования на нем.

Секция газопровода-это любая часть трубопровода, которая была построена с использованием той же конструкции, которая имеет тот же диаметр трубы и толщину стенки на уровне земли.

Аварии – это когда происходит разрушение технического оборудования или сооружений на опасном производственном предприятии.

Техническое диагностирование газопровода (диагностика) подразумевает определение технического состояния, а также поиск и прогнозирование первопричин неисправностей или отказов.

Техническое состояние газопровода означает соответствие газопровода одной из двух категорий технического состояния в данный момент времени (функциональное или нефункциональное).

Базовая яма – это место, где трубопровод работает в самых суровых условиях.

Предельным состоянием газопровода является такое, при котором дальнейшая эксплуатация недопустима, и такое, при котором невозможно восстановить рабочее положение в соответствии со стандартами промышленной безопасности.

Календарное время от начала эксплуатации, возобновления после ремонта и перехода в предельное состояние составляет срок службы газопровода.

Расчетная продолжительность эксплуатации газа с момента, когда его техническое состояние находится под контролем до тех пор, пока оно не войдет в ограничивающее состояние, известна как остаточный срок службы газопровода.

Положение трубного металла, где встречаются внутренние напряжения в металле трубы, известно как состояние напряжения деформации газопровода.

Дефекты газопровода (аномальные участки) включают места, где стенки трубы повреждены коррозией или где произошло локальное увеличение напряжения на стенках трубы.

Специализированное предприятие, известное как Эксплуатирующая организация газораспределительной сети (ООГРС), управляет газораспределительной системой и предлагает услуги потребителям в области газоснабжения. Эксплуатирующая организация может быть предприятием, заключившим договор на управление сетью с владельцем сети.

3. Общие положения

3.1 При определении технического состояния газопроводов с рабочим давлением газа 0,6 МПа и участков этих сетей при достижении ими нормативного срока службы следует руководствоваться требованиями ПБ 12-368-00.

Построенных на чрезмерно плотных и сильнопучинистых почвах, склонных к проседанию в регионах с оттепелью.

На подводных лодках на пересечениях с подземными переездами на расстоянии 75 метров или более, если длина разрушения или доступности газопровода предотвращает восстановление газа менее чем за день;

Подражание и кривизну трубопровода, а также его частые продольные движения в зонах движения являются более типичными.

3.2 Организация, которая выполняла диагноз, определяет остаточный срок службы газопроводов.

Операционная организация или другая диагностическая комиссия (в соответствии с требованиями настоящей инструкции) проведение экзамена определяет срок службы газопроводов, упомянутых в пунктах 3.1 и 2.2.

Если обнаружены области коррозии, для проверки срока службы используется расчет остаточной толщины стенки трубопровода.

3.3.

Плановое и внеочередное диагностирование.

3.4 Плановая диагностика проводится после достижения трубопроводом стандартного или продленного срока службы.

3.5. Внеочередное диагностирование проводится при:

Преобразование трубопровода в более высокое давление после проверки, что такое преобразование возможно.

При выполнении экскаваторских работ, не связанных с газопроводным механическим повреждением

Влияние неблагоприятных внешних элементов, которые могут привести к тому, что газовый трубопровод отходит от его типичного радиуса упругого изгиба (если R равен 500D);

После землетрясения в Новой Зеландии произошло землетрясение силой 6 баллов.

3.6Необходимо предоставить: – При создании новых трубопроводов в местах с наиболее сложными условиями работы, устройство базовых ям на этапе строительства;- Создание специализированного технического оборудования для диагностики для получения информации о динамике изменений в характеристиках свойств металла и изоляционного покрытия, используемого для расчета оставшегося срока службы газопровода.

Как называется фундаментальные ямы и их номер?

В соответствии со стандартами проектирования и рекомендациями для вновь построенных подземных газопроводов;

Из -за отсутствия основных ям и наличия существующих газопроводов, один из выключений был открыт (открыт) во время технической проверки.

Вводы газопроводов длиной до 200 метров не предлагаются.

Расположение базисного шурфа следует предусматривать на одном из наименее выгодных участков, если на действующем участке газопровода отсутствует базисный шурф и по результатам нетщательного обследования его технического состояния грунт не требуется (сменная диагностика).

В местах, указанных п. 4.4.3;

Если почва содержит агрессивные камни, бродячие токи и анодные зоны;

На пересечении укладки канала с инженерными коммуникациями

Где подземные газопроводы поворачиваются и появляются.

Если в более ранних проверках были отмечены несчастные случаи и неудачи.

3.7. Фактические начальные характеристики газопровода должны быть определены в основных котлованах строительной компанией:

Временное сопротивление, предел текучести и ударная вязкость в металлах труб в соответствии с сертификатами производителя или, при отсутствии таких сертификатов, с результатами лабораторных испытаний.

Переходное сопротивление и характеристические параметры адгезии применяются к изоляционным покрытиям.

В строительном, а также в технико-эксплуатационном паспорте газопроводов (Приложение А) следует указывать название параметра.

3.8 Диагностика должна быть выполнена наряду с техническим (инструментальным) осмотром газопроводов.

При диагностике газопровода можно использовать информацию, полученную в результате технических осмотров, продолжительность которых не превышает одного года.

4. Диагностика

4.1. Не открывая почву (без опознавательного диагноза), запланированные и неожиданные диагнозы проводятся через два этапа.

Комиссия с выполнением действий составляет анализ диагностических результатов из обследования населения ГРУ (Приложение A). Правила проверки промышленной безопасности требуют, чтобы экспертная организация с надлежащей лицензией проводила анализ диагностических результатов определенным образом. Это было написано ТАСОМ в отношении резолюции России Госгортенадзора от 06.11.98 N 64 (зарегистрировано в Министерстве юстиции Российской федерации по номеру 08.12.99).

Процедура, показанная на рис. 1, следует для выполнения запланированного диагноза газопровода.

Анализ проектирования, строительства и эксплуатационной технической документации;

В России создана программа для диагностики газопроводов без нарушения почвенного покрова.

Диагностика без вскрытия грунта;

Диагностика в базовом шурфе

При необходимости; разработка программы шурфового диагностирования (при возможности);

Диагностика по программе шурфового диагностирования;

Определение технического состояния

Законодательный термин используется для определения срока службы остаточного обслуживания.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Рис. 1. Плановые осмотры подземных газопроводов

4.2. Просмотрев все данные из технического операционного паспорта (Приложение A), в котором содержится информация о техническом состоянии подземного газопровода, принимается во внимание проектирование, строительство и эксплуатационная документация.

Необходимые формы и сведения вносятся в эксплуатационный технический паспорт в том случае, если он отличается от паспорта, приведенного в приложении А.

Динамика изменений в защитных свойствах изоляционных покрытий и режимов работы электрохимических устройств защиты прослеживается на этапе анализа технической документации.

Приложение C Закона содержит резюме и схему вложения B.

4.3 Диагностика без открытия почвы.

Результаты анализа документации были использованы для компиляции диагностической программы без вскрытия, которая разделена на следующие разделы:

Выбор метода диагностики из списка, приведенного в разделе 9 данной инструкции;

Проверьте на утечки в соответствии с подразделом RB 12-368-00 3.3;

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

Осмотр состояния изоляции (PB 12-368-00), включая любые сквозные повреждения;

Идентификация сегментов трубопровода с аномалиями в трубном металле [в присутствии IDNS или других инструментов, разрешенных для использования в соответствии с установленной процедурой].

Сайты с худшими условиями для этого показателя рассматриваются в этом случае.

Составляется акт (Приложение Д) без вскрытия и по результатам диагностики свай проводится диагностика газопровода в фундаментальной свайной изоляции. При необходимости в программе свайной диагностики создается специальная программа.

4.4.Диагностический шерфический.

4.4.1 Если на активном трубопроводе нет базовой ямы, в одном из мест, где самая большая металлическая аномалия или изоляция обнаружены, выбирается в качестве расположения базовой ямы, если они однозначно совпадают. Для подтверждения наличия металлических аномалий для IDN требуется всплеск параметров магнитного поля, превышающего 20% выше фонового значения.

Место расположения котлована выбирается в соответствии с результатами анализа технической документации с учетом требований пункта 3.6, если на диагностируемом участке газопровода нет отклонений от нормы. 3.6

Следующие факторы должны быть приняты во внимание при создании программы для диагностики свай: утечка газа, АТФ и совместное появление индикаторов проверки состояния изоляции (ANPI). При наличии блуждающих токов на глубине 50 метров под землей, чтобы обнаружить опасные вещества внутри почвы (кислота метана-серебряс указаниями на устройства для определения аномалий металла IDN или других методов изучения металлов в земле.

Без инструмента для выявления неровностей металла трубы и вышеупомянутых отклонений, т.е. отказов или неисправностей в процессе эксплуатации трубы, необходимо раскрывать информацию, как и при инструментальном техническом обследовании действующих систем подземных газопроводов. В данном случае результаты проверки в котловане, где установлен минимальный срок эксплуатации, используются для определения срока службы трубопровода.

4.4.2 Программа диагностики МТП включает:

. Измерение поляризационного потенциала;

Как оценить внешний вид, толщину и характеристики изоляционного покрытия

Оценка поверхности трубы на предмет наличия вмятин, коррозионных повреждений и т.д. );

При наличии повреждения коррозии контроль геометрических параметров трубы (внешний диаметр, толщина стенки);

Во время осмотра можно было определить вид и степень сварки дефектов в швах, созданных фабрикой и сборкой.

Оценка коррозионности земли и наличия бездомных токов.

В таблице приведены значения временного сопротивления (), предела текучести () металла и параметров НДС в кольцевом направлении.

_____

*1 Это необходимо для определения вязкости удара металла.

4.4.3. Чтобы определить срок службы газовых трубопроводов с давлением более 0,6 МПа, параметры и вязкость металла должны быть определены в соответствии с пунктом 4.4.2:

Проложены в чрезмерно и интенсивно морозных почвах II типа оседания, в областях их оттаивания.

Если газовый трубопровод не может быть построен менее чем за день из -за продолжительности затопления или доступности, он должен иметь горизонт стажировки не менее 75 метров на более низком расстоянии от трубопровода.

Подражание и кривизну трубопровода, а также его повторные продольные или поперечные движения являются более типичными.

4.4.4. По результатам шурфового обследования:

составляется акт по форме 5 (приложение Д);

При необходимости производится ремонт;

В соответствии с государственными требованиями раздела 5 и перечня ограничений приложения Е.

4.5.Это не диагностируется.

Гоу устанавливает новые руководящие принципы для владельцев бизнеса.

В случае, если требуется специальный экзамен, необходимо соблюдать требования к пункту 3.5.3.5

Остаточный срок службы рассчитывается в соответствии с критериями предельного состояния, выбранными согласно данной Инструкции.

После завершения инструментального обследования будет определено время проведения последующей диагностики.

5. Оценка технического состояния газопровода и рекомендации, чтобы сохранить его в рабочем состоянии

Техническое состояние газопровода определяется путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с критическими значениями соответствующих параметром предельного положения.

5.1. Повысить эффективность электрохимической защиты (EHZ)

5.1.1 ГОСТ 9.602 ПБ 12-26-00 содержит указания по предотвращению электрохимической коррозии городских подземных трубопроводов в разделе 5 этого документа.

5.1.2. ЭКЗ оценивается по уровню:

Индикация на основе длины направления прохождения газового трубопровода

Как вы можете измерить уровень защиты отдела газопровода с течением времени?

5.1.3 Отношение длины участков с защитным потенциалом не ниже требуемых значений в соответствии с п. 5.1.1 ГОСТ 9.602 к общей длине данного газопровода называется защищенностью участка газопровода по длине. Если это отношение больше единицы, необходимо проверить работоспособность всех преобразователей, анодного заземления и других видов защиты.

5.1.4 Продолжительность периода, установленный режим всех средств защиты в течение периода работы и защита секции газопровода во времени выражается в процентном соотношении. В этой ситуации критерий ограничивающего состояния, индекс защиты, должен составлять не менее 95%.

5.2. определение состояния изоляции

5.2.1 Критерием предельного состояния изоляции служат показатели непрерывности, сквозного повреждения и переходной стойкости.

5.2.2. Следующие факторы определяют, насколько чувствительно изоляционное покрытие в свае.

Тип изоляции, тип покрытия (материал или состав), внешний вид и характеристики повреждения материала; характеристики материала: цвет краски – выпуклости с трещинами по периметру.

Адгезия, которая оценивается с использованием метода, описанного в процедуре 51164-98;

Какой размер имеет переходное сопротивление.

Удельное сопротивление поверхности земли рассчитывается на основе плотности почвы в выбоилах.

5.2.3. Для измерения переходного сопротивления R используется мегомметр, например, M1101M или другой подобного типа (с килоомной шкалой и напряжением 100 В).

5.2.4 Фактический (предельный) коэффициент служит для описания фактического переходного сопротивления R. Решив трансцендентное уравнение, можно определить критическое (предельное) переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода.

(1)

Какова специфическая электрическая сопротивление земли?

D, внутренний диаметр трубопровода, в метрах;

H – расстояние в метрах между поверхностью земли и верхом трубопровода;

h – толщина стенки трубы, м.

R не будет иметь никакого значения в этом сценарии.

R = 0, если фактическое значение сопротивления перехода меньше критического значения (r).

Если ответ 2RRR, то покрытие достигло максимального уровня защиты. Если R2R и газопровод защищен только пассивно, то для расчета остаточного срока службы изоляционного покрытия используется раздел 6.1.

Корректировка рабочих установок эхолота требуется, когда изоляционное покрытие на газопроводе идентифицируется как полностью деградировавшее или находящееся в пределе защитных свойств (ПВХ).

Меры по защите местных зон предписаны в свете экономической неадекватности дополнительных защитных мер, а оставшийся срок службы газового трубопровода рассчитывается при учете предсказуемой потери толщины стенки трубы из -за коррозии и исключения защитных качеств изоляцииАнкет

5.3 Измерение уровня коррозионного повреждения металла

Критерии ограничивающего условия трубы включают повреждение коррозии или толщину остаточной стенки, которая предотвращает продолжение работы трубопровода.

Расчет в порядке пунктов 4.5 и 5 определяет влияние коррозионного износа на остаточный ресурс газопроводов в соответствии с п. 6.6, 67 настоящей Инструкции.

Возможность продолжения эксплуатации газопровода без ремонта, а также при условии его ремонта методами очистки (Приложение Ж) или другими приемлемыми методами, определяется на основании результатов расчета.

Про анемометры:  ГОСТ 949-73 Баллоны Стальные малого и среднего объема для газов

5.4 Как можно оценить качество сварных суставов?

5.4.1. Тестирование проводится для качества, если во время эксплуатации не было утечек или разрывов сварных суставов.

5.4.2 Если был обнаружен повреждение сварного соединения в зоне ямы, его необходимо исследовать с использованием методов неразрушающего тестирования. Об этом, Российскайя Газета пишет. Если обнаружен ущерб, завод или бизнес будут использовать специализированные методы, такие как метод снижения (DST), для восстановления целостности соединения.

5.5. физико-механические свойства металла труб

Изменения деградации в свойствах трубного металла происходят во время долгосрочной работы газопровода.

– Сближение значений предела текучести и временного сопротивления, что представляет собой уменьшение пластичности;

К СU снижает ударную вязкость (KCu).

АнкетПриемлемые значения перечисленных критериев при 20C должны попасть внутри:

/ 0,9;

Дж/см .

Как определяются физические свойства металла

Исключение путем пересчета полученных значений твердости

( KCU) с использованием адаптивной, неразрушающей технологии

( Фактическое кольцевое напряжение) может быть рассчитано по таблице (24) настоящей Инструкции или инструментальным неразрушающим методом в соответствии с формулой (13) настоящей Инструкции

Кольцевые напряжения () стенки газопровода не должны превышать 0,75 при максимально допустимых значениях.

Участок газопровода назначается после выполнения любого из перечисленных условий.

6. Расчет оставшейся жизни газопровода

6.1. по формуле

(2)

Что означает постоянное время старения формулы (год)?

(3)

Если готовая конструкция трубопровода имеет изоляционное покрытие с переходным сопротивлением. либо используйте фактическое значение из таблицы 1, либо значение для данного раздела;

– Фактическое время работы газового трубопровода в течение многих лет, до начала диагноза.

Таблица 1

Загрязненное устойчивость к переходному покрытию отдельного покрытия газопровода

В Приложении E предоставляется формула для оценки оставшегося срока службы срока службы.

6.2. Для определения остаточного срока службы газопровода используется минимальное значение из остаточного срока эксплуатации, рассчитанного по соответствующим пунктам настоящей Инструкции:

В каком направлении происходит пластичность металла (параграф 6.4)

Ударной вязкости металла (п. 6.5)

V При наличии лобной коррозии (раздел 6.6)

Н ДС не может быть устранен, если он локализован в местах коррозионных язв (питтинг).

Расчет остаточного срока службы металлических труб по пп. 6.6, 67 не производится при ремонте или замене (обрезке) пораженного язвенной коррозией участка и определяется по другим параметрам: п. 4.4; п. 3.5; 5.1; 2.2; и по другим характеристикам (3.1-5).

При условии, что рабочее давление газа создает в стенке трубы напряжения не более 0,3, расчет остаточного срока службы труб, изготовленных в соответствии с настоящей Инструкцией, является точным.

6.3. Определенные физико-механические характеристики металла приведены для следующих условий: температура 20 ° C, чрезмерное давление природного газа 1,2 МПа. Пары LPG имеют давление 12,5 МПа. Включая коэффициенты коррекции k, k и k в формулы (4) и (10), рассматриваются альтернативные условия эксплуатации газопровода.

Начальные механические свойства металлической трубы в начале работы (или, в качестве исключения, в соответствии с минимальными механическими свойствами стальных труб). Они предоставляются на веб -сайте Gazprom и предоставляются для упрощения расчетов. Они учитывают температурные условия внутри канализационной системы труб, а стальные сорта всех степеней окисления объединены во второй группе – близость к прочностью. Температура нагрева не должна превышать 30 градусов по Цельсию, а давление воздуха должно быть ниже, чем уровень влажности в атмосфере до 230 МПа/л.

Таблица 2

Минимальные механические свойства стальных труб (в среднем по маркам стали)

6.4. корректировка пластичности металла для расчета остаточного срока службы газопровода.

Основные механические характеристики (2) газового трубопровода могут быть изображены как функция в зависимости от времени работы:

(4)

Где a, b и с – параметры процесса старения; е — коэффициенты к значениям параметров в табл. 3

Коэффициенты коррекции условий эксплуатации являются k и k.

Таблица 3

Параметры для определения фактических механических свойств металла по пластичности

ПараметрыВеличина для стали
Группа АГруппа Б
РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,47790,56251
b0,00467030,005922
c0,2220730,237626
e0,0198530,019036
РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводовРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,00000783-0,00000787
bРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,0003250,000365
cРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов-0,0000105-0,0000121

Примечание: Параметры таблицы постоянно обновляются по мере поступления новой информации путем аппроксимации имеющихся на сегодняшний день экспериментальных данных.

Формулы для расчета пластичности, когда газопровод работает в условиях, отличных от нормативных:

При настройке дневных данных по температуре

(5)

При изменении данных по давлению

(6)

B, а в MPA разница между среднегодовой температурой грунта T и эффективным давлением P на уровне, где установлен газопровод: = T – 20C; = P – 1,2.

, B – переменные для оценки того, как изменения температуры влияют на пластичность. Они предоставлены в соответствии с табличными данными:

Определен остаточный срок службы рис. 1. E.1 и E.2. Приложения Е выполняются путем построения с помощью Графика функции с интервалом точности (10%) в виде двух кривых: -верхняя граница 10-го показателя точности прямой линии от координаты “/-время” или “относительно времени” одной точки; -нижние черты 20%-го интервала той же оси абсцисс другой стороны. Значения получены при диагностике в соответствии с данными контроля ворсин, как указано в п. 5.5.

Примеры определения срока службы остаточного обслуживания по изменениям в металлической пластичности можно найти в Приложении E.

6.5 Расчет остаточного срока службы трубопровода на основании изменения ударной вязкости металла.

Зависимость ударного потока от продолжительности эксплуатации газопровода может быть использована для представления того, как старение снижает способность металла выдерживать удары.

(7)

Где t и t являются параметрами процесса старения в отношении начального значения воздействия.

Значение ударной вязкости выбирается в соответствии с информацией из таблицы 2 или базовой ямы.

Расчетные значения ударной вязкости изменяются на величину поправочных коэффициентов К и К при работе газопровода в условиях, не соответствующих стандартным.

Что считается базовой температурой Т

К= (nТ т и t ) (8)

При давлении 1,2 МПа в основании Р (1,6 МПа для LPG)

К= -0,08867t , (9)

Где n, т — параметры для оценки влияния изменения температуры на ударную вязкость (приведены в табл. 4)

Тогда приходит = kk (10)

Какой момент в процессе измерения возникает фактическая сила воздействия материала, выраженная в J/CM, происходит?

Определен остаточный срок службы рис. 1. Е.1 и Е.4. Построение функции “7”, формула 7, с интервалом точности 10%, используется для выполнения приложения Е (E). График построен по двум кривым: нижняя граница 10% точности прямой линии координат “ударная вязкость” или параллельной оси абсцисс; значение определялось по результатам контроля ямы в соответствии с п. 6.5 при диагностировании.

Пусть t – абсцисса точки пересечения кривой и прямой. Найдите место пересечения прямых t = t и=. Если указанная точка находится как в области над кривой, так и в интервале точности функции, определяемой по формуле (7). Если полученная точка находится вне этого диапазона времени эксплуатации газа: вместо условного фактического времени периода эксплуатации трубопроводной системы от 1 часа 30 минут 10 минут 15 секунд В этом случае разность t – T дает необходимое значение остаточного ресурса для газопровода с температурой выше нуля градусов Цельсия или ниже его на уровне моря примерно от 20 C до +40 C; если полученная точка находится вне этого диапазона времени эксплуатации газа: вместо точки пересечения прямой с прямой =

Таблица 4

Какие факторы необходимы для расчета вязкости шока?

ПараметрГруппа АГруппа Б
РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов-0,002932 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов-0,0046572 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов
РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,0127966 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,0423572 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов
t-0,020738 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов-0,0623067 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов
РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов1,025088 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,9989 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов
РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,0001435 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,001612 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов
РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,0000000056 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,0000000053 РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов
пРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,015-0,015
иРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов0,01210,0057
тРД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов-0,9-1

Примечание: Параметры таблицы определены путем аппроксимации с использованием имеющихся на данный момент экспериментальных данных, и регулярно обновляются по мере поступления новых данных.

В Приложении Е приведен пример расчета для определения остаточного срока службы металла на основе изменения ударной вязкости

6.6. Стоимость НДС в лобовом (общем) металле кор

Оставшийся срок службы имеет форму в зависимости от продолжающейся коррозии и законных стрессов.

(11)

Где t – максимальное количество времени (в годах) до разрушения ненапряженного конструктивного элемента газопровода, рассчитываемое по формуле

(12)

– фактические действующие кольцевые напряжения, МПа, рассчитываются по формуле с учетом осветления стенки трубы, вызванного непрерывной коррозией

(13)

Здесь D означает диаметр газопровода в мм;

Формула дает начальное кольцевое напряжение, Мпа

(14)

Здесь h представляет собой первоначальную рабочую толщину стенки трубы в мм;

V означает типичную скорость коррозии в мм/год

(15)

Здесь h – толщина стенки трубы в зоне с наибольшим повреждением (дефектом), измеряемая в миллиметрах;

Допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа;

K – это постоянная рабочая среда в MPA.в соответствии с формулой

(16)

( V – объем стального молока в данном случае, который равен 7,0 см/моль).

R, или 8,31 J/(mol k), является универсальной константой газа.

При 20 градусах k температура составляет t (k).

Таблица Е в Приложении Е иллюстрирует расчет остаточного ресурса при фронтальной коррозии.

6.7 Расчет оставшегося срока службы трубопровода при подаче коррозии.

Нагрузки внутри трубы увеличиваются в результате язв коррозии (ячейки), которые являются формой повреждения трубопроводов.

Формула определяет остаточный срок службы.

(17)

Где, при текущем уровне напряжения, критическая глубина дефектов, в мм

H-глубинка недостатков в области наибольшего урона, в мм;

Скорость коррозии, рассчитанная по формуле (15), и скорость роста дефекта плоскости трубы =

(18)

(19)

Где чаще всего появляется верхний край язв коррозии

= 0,75 .

В приложениях E и D приведен пример расчета для оставшегося срока службы в коррозии.

7. Анализ результатов диагностики газового портфеля

Цель диагноза – определить текущее состояние газопровода, степень повреждения и оставшийся срок службы. Расчет срока службы остаточного обслуживания является самым маленьким из описанных в пунктах.6.4–6.7.

8. Диагностическое обследование газопровода

8.1. Отдел бухгалтерского учета выполняет работу по определению технического состояния газопровода на основе его основного технического вывода (акты вывода протокола), в котором перечислены все недостатки.

Проектирование газопровода осуществляется на основании предварительной документации по результатам диагностики, расчетов и, при необходимости.

8.2 Отчет состоит из следующих разделов:

Введение – краткая постановка задач;

Введите подробную информацию о конструкции, методе строительства, условиях эксплуатации, материалах труб и изоляционном покрытии выявленного газопровода;

анализ технической документации

Мы предоставляем выводы и предложения, основанные на выводах ранее запланированных обследований и диагностики.

текущий технический диагностирование

Операционные характеристики (если есть);

Результаты дополнительной экспертизы, если таковая проводилась;

Расчет остаточного срока службы;

Комментирование здесь

Выводы и предложения по ремонту или реконструкции газопровода с перечнем факторов, обусловивших необходимость проведения таких работ.

8.3. Отчет (вывод) опубликован в заранее определенном формате и применяется к техническому эксплуатационному паспорту подземного газопровода.

9. Список инструментов для анализа газопроводов под землей

9.1. Для диагностики условий с поверхности Земли (закрытой) используются следующие инструменты.

Определение утечек газа:

Л ОУГ (передвижная лаборатория);

Вариотик;

в) ГИВ-М.

Потенциальная электрохимическая защита:

Б) Мультиметр 43313 ЭВ 2234;

б) АИП;

П КИ-2 (измерительный комплекс).

Последовательность изоляционного покрытия на засыщенных секциях 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 дефектов и напряжений:

а) ИДН.

9.2. Для проведения диагностики контактов (шурфинга) используются следующие инструменты.

Измерение коррозионной агрессивности грунта

а) ИКАГ;

б) АКГК.

.

а) АР-2;

б) СМ-1;

в) УКТ-2;

г) ИА-1;

Д) пот 1-100;

е) АМЦ2-20.

Контроль толщины остаточной стенки трубы (глубина коррозии):

а) УТ-93П;

б) УТ-65М;

в) “Кварц”.

Формула определения дефектов металла труб

а) Уд-2-12.

Определение мест концентрации напряжений

а)ИКН-1М;

б) ИКН-1М-4.

Контроль качества сварных коллекций:

а) ИКН-1М;

б) ИКН-1М-4;

в) МИРА 2Д.

Измерение состояния напряжений трубного металла и механических свойств

В) твердомеры переносные:

1) Темп-2;

2) ИТ50;

3) ДИТ-02;

4) EQVOTIP;

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

В) измерители НДС:

1) ПИОН-01;

2) «стресс-племянница»;

3) «Уралец».

9.3.Диагноз введения:

1) УКТ-1.

9.4. В ходе диагностических процедур могут использоваться другие инструменты и приспособления, чтобы гарантировать точность результатов.

10. Нормативные ссылки

В данном документе приведены ссылки на следующие нормативные документы.

Г ОСТ 9.602-89. подземные сооружения общие технические условия по предотвращению коррозии

Г ОСТ 27.002-89 распространяется на товары и услуги, предоставляемые по требованию заказчика. Обеспечение надежности машин. простые идеи. лексика и определения.

Г ОСТ 380-94. Углеродистая сталь обыкновенного качества.

G ost 1050-88. Длинные продукты с калибровкой поверхности углеродистой стали.широкие описания.

Г ОСТ Р 51164-98. магистральные стальные трубы. общие технические условия по предотвращению коррозии

Г ОСТ 9454-78. Металлы. Ударный изгиб испытывается при низких, нормальных и высоких температурах.

G OST 10006-80. Есть металлические трубы. формулы растягиваются.

Г ОСТ 5542-87. В повседневной жизни взгляды могут быть взрывными как в коммунальных, так и в промышленных условиях. Характеристики.

Г ОСТ 20448-90. Смесь топливно-воздушная из сжиженных углеводородных газов для бытового и коммунального использования. технические условия.

GOST 25100-95.Gleby.Классификация.

Министерство юстиции одобрило правила безопасности газовой промышленности (PB 12-368-00), которые были одобрены указом Госгортхнадзора России от 26 мая 2000 года, N 27.

Руководящие принципы по проведению инспекций промышленной безопасности были одобрены Указом Госгортеханадзора России от 11 июня 1998 года, и они были официально зарегистрированы в Министерстве юстиции Российской федерации 8 декабря 1999 года.

Приложение а

Технический операционный паспорт подземного газопровода (грубая форма)

А.1.Общие заявления

A.1.1. Проектная, исполнительная и эксплуатационная документация на газ входит в состав технико-эксплуатационного паспорта газопровода (далее – документ).

За введение паспорта газа отвечают эксплуатирующие организации. По результатам исследования специалисты предприятий подземной металлозащиты и других специализированных организаций предоставляют данные, необходимые для внесения в каждый лист паспорта.

А.2. В рамках административных и технических мер по поддержанию паспорта в актуальном состоянии

A.2.1. Следующие действия предприняты для гарантирования обслуживания паспорта:

Выбор лиц из числа знающих сотрудников ГРО, которые будут отвечать за подготовку измерительных инструментов и оборудования и ведение эксплуатационной документации;

Сбор и классификация данных обследования;.

Паспортные данные измеряются во время работы.

Место базового шурфа на карте-схеме;

Обработка данных и создание необходимых протоколов.

А.2.2. Со времени ввода в эксплуатацию до окончания своей работы газопровод подчиняется паспорту.

6.6. Стоимость НДС i

A.3.1. Проектная и техническая документация объекта транспортировки газа включается в паспорт газопровода.

Акт приемки в эксплуатацию;

Эксплуатационный паспорт системы ЭХЗ

Техническая документация (паспорта, сертификаты и т.д.) на технику

Строительные (исполнительные) документы по недавно возведенным искусственным барьерам, а также сообщения, указывающие на степень влияния этих барьеров;

Процедуры измерений и сертификации технического состояния.

A.3.2 Карта-схема создается в масштабе, удобном для нанесения необходимых отметок с целью обобщения информации о техническом состоянии газопровода. Карты-схемы, которые следует использовать для нанесения изображения на карту

Шоссе газовых трубопроводов, которое разделено на сегменты с равными длинами от начала до конца;

Все сооружения и их расположение, а также скважины с запорной арматурой, контрольные точки и точки замера показаны на карте;

.

Места несчастных случаев и ремонтные работы, такие как субботник.

А.4. Проверка параметров во время работы

В процессе эксплуатации контролируются следующие технические показатели согласно соответствующим нормативным документам:

Штатные газоанализаторы (газоиндикатор);

Проверка наличия контакта с почвой и определение переходного электрического сопротивления с помощью таких инструментов, как Appp и C-Scan, для подтверждения наличия изоляционного покрытия;

Какие гарантии существуют для предотвращения коррозии защитных мер?

Соответствует GOST 9.602. Эффективность системы ECHZ удовлетворяет требованиям, изложенным в стандарте 965.

А.5Контролируемые переменные во время ремонтных работ

A.5.1. Ниже определяется с использованием методов в этой инструкции при выполнении ремонтных работ на газопроводе, связанном с повреждением изоляционного покрытия (в зависимости от повреждения изоляции):

Фактическое переходное электрическое сопротивление и значения адгезии изолированного покрытия

При наличии коррозионного износа

Остаточная толщина стенки, где произошло повреждение коррозии;

В зоне шурфа.

Где на поверхности коррозии происходят механические свойства и НДС?

A.6. Технический паспорт для оформления технического паспорта

А.6.1 Паспорт газопровода создается с использованием формы 1 и подтверждающей документации, перечисленной в пп. A.3.1 и A3.2 акты или протоколы плановых проверок (ремонтов), а также отчеты о результатах плановых проверок объекта газоснабжения или ремонта оборудования; экспертные заключения по оценке технического состояния объекта газоснабжения при условии, что поставщик услуг за соответствующий период: от 3 до 6 месяцев после получения документа из ФАС России – не более 2 месяцев после обращения к собственникам объектов газоснабжения

A.6.2 Паспортная информация может обрабатываться и храниться в электронном виде с помощью программы, соответствующей указаниям данной инструкции. Распечатка данных должна соответствовать спецификациям формы 1.

A.6.3 Допускается включение дополнительных параметров и данных для определения технического состояния трубопровода в некоторых сложных условиях.

А.6.4. Согласно GRS, главный инженер дал свое одобрение на выдачу паспорта.

Форма 1

Технический паспорт газопровода

Для вновь строящихся газопроводов

________________

Место прокладки газопровода __________________________

Какая конструкция газопровода может использоваться?

____ м в длину и _________ MPA в расчетном давлении

_____ МПа

Проект N стартует в 2019 году с сайта /____/____________.

_______________________

Проект системы ECHZ N _______ от / __________________ / 19 гр.

__________________________

Вы можете разместить сайт №.___ на сайте от _______ до ____ м.

Укладки _______ в месте будущего строительства на сайте от _______ до ______

На сайте газопровода от _______ до ___

От _______ до ___ м. подземный переход

Земля, _______ на территории между м

надземный,

подводный)

____ м в диаметре, в диапазоне от ____ до ____ М

Толщина ___________________ мм на сайте между _______ и ___ м.

На сайте, между _________ и ______ м, в стенах трубы.

Газификация происходит в разделе от _______ до ______.

График от _______ из (d xh) до m

Дата /____ /19 на веб -сайте между ___ и M

План завершения строительства участка от ________________ до ______ м в /_____/19 г.

Строительство ведется на участке от _____ до ______ м.

/ _____/ 19 ___ g. Относительно отрывка от _____ до _____ м.

Есть участок, который находится на расстоянии 2 км 19 октября 2015 года на сайте от ____ до ______ м.

Дата запуска: 19 сентября, _____________

На участке системы ECH, который проходит от ___ до ____ m.,

/____ ___________________ грамм. Дом будет построен на сайте от ___ до _________________ м.

/_____, 19___ г. Участок находится в 2 километрах на участке между ____ и ______ m.

На участке находится участок земли длиной 10 метров между ____ и ______ метрами в 19___.

Задыхаемое оборудование

Участок газопровода – пикет (ПК)Назна- чениеТип установкиНаиме- нование (марка)Условный проходМатериал основных элементовНорма- тивный документДата установки и замены
        
        
        

Примечание: В графе “Тип установки” укажите, является ли установка подземной, наружной или в колодце.

Параллельная и пересекающаяся укладка с естественными препятствиями

Наиме- нованиеРасположение по карте-схемеТип прок-Количество (шаг) опор,Обнаруженные изменения
преградыОтДоДлина, младкипригрузовДатаХарактеристикаРаботы по восстановлению
         
         
         

Примечание. Укажите в столбце «Тип укладки», работает ли газопровод на поддержке или через точки перехода (с и без).

Использование искусственных барьеров для пересечения и лечения параллельно.

Наиме- нование пересе- каемой илиРаспо- ложение по карте-схеме (ПК)Глубина заложения (от уровня земли), мУслов- ная прок- ладкиХарактеристика преграды, коммуникации
параллельной куммуникацииОтДогазопроводапересекающей (параллельной) коммуникации, преградыДата и номер про- ектаНачало и окон- чание работ
        
        
        

Примечание 1. В столбце «Расположение в соответствии со схемой картой« только столбец »к» заполняется для пересечений с коммуникациями, а столбцы из и до того, как они заполняются для параллельного укладки.

Какие трубы идеально подходят для водяного охлаждения

Примечания: 1. Только в графе “от” заполняются цифры в графе “участок газопровода”.

2. Местоположение ямы обозначено написанием в столбце «Раздел трубопровода», столбец 1, а фактические измеренные значения показаны в колоннах «Химический состав» и «механические свойства».

На уровне заложения

Участок газопровода (ПК)Класс и разновидность грунта по ГОСТМакси- мальная и минимальная глубинаУдельное сопротивление грунта, Ом·мИсточник аномалийОсобые условия
ОтДо25100-95заложения, м   
       
       
       

Примечания: 1. Тип или класс грунта в нижележащем слое следует указывать в графе “класс и тип грунта по ГОСТ 25100-95”.

2. Укажите причину возникновения аномалий в графе “Источник аномалий”, например, электрифицированный транспорт, сезонное замерзание грунтовых вод или сейсмическая активность.

3. Укажите величину блуждающих токов, самый высокий предполагаемый уровень грунтовых вод и степень пучения (набухания) в графе “Особые условия”.

Характеристики изоляции с изоляционным покрытием

1. Пожалуйста, перечислите слоистые материалы, которые использовались в колонке «Тип, структура и материалы».

2. Укажите это отдельно, если индикаторы адгезии и силы во время удара будут иметь другое измерение.

3. Укажите либо трубопровод, либо трубопровод металла в колонке «Расположение изоляции».

4. Для базового шурфа указать реальные значения.

Система электрохимической защиты

1. 1) Дата измерения защитного потенциала указана с этой даты, если вводятся пассивные устройства электрической защиты (защитники).

2. Измеренные значения поляризационного или общего уровня (или единицы) в каждой контрольной точке участка защиты отображаются на графике “Значение защитного потенциала”.

Информация о задачах по техническому обслуживанию и ремонту.

ДатаМесто расположения по карте-схеме (ПК)Способ обнаруженияВид поврежденияОписание выполненных ремонтных и профилактических работ
     
     
     

Примечание. Укажите имя запланированной работы в столбце «Метод обнаружения». Столбец «Тип повреждения» пуст.

Приложение б

Многочисленные недостатки можно найти при анализе технической (проектной, исполнительной и оперативной) документации стальных подземных газовых трубопроводов.

Б.1.Общие заявления

Исполнительная и оперативная документация необходима для определения состояния стального подземного трубопровода во время анализа проектирования.

;

Схема газопровода с указанием следующих деталей нанесена на карту:

Другой маршрут для газопроводов, со сквозным делением длины в метрах от начала. Для внутриполярных газопроводов погрешность нанесения символов не должна превышать 1 м и 3 м соответственно.

Все здания вдоль газопровода, включая скважины и контрольно-измерительные пункты;

Пересечения коммуникаций со всеми типами препятствий, как природных, так и искусственных.

Где проходят ремонтные работы.

БИ 2.Документалист

B.2.1. Проектирование и техническая документация по газопроводов должны быть доступны для анализа.

Рабочий проект газопровода;

Строительство газопровода; строительная документация

Эксплуатационный паспорт газопровода

Рабочий проект системы ЭХЗ

Э ХЗ паспорт системный;

Акты и процедуры из более ранних тестов, срочная диагностика

B.2.2. Анализ использует обязательные требования существующих нормативных документов, такие как:

Подземные конструкции должны использовать ost 9.602. Общие рекомендации по защите от коррозии;

С НиП 2.04.08-87. Газоснабжение. Нормы проектирования

С НиП 2.04.12-86. расчет прочности стальных газопроводов;

SNIP 3.05.02-88.Газовый газ;

В секторе газового хозяйства действуют правила техники безопасности.

15. Каковы основные признаки анализа, который был предоставлен?

Б.3.1. В чем особенности газопровода?

Указания на начальную и конечную точки, зону обслуживания (межпоселенческую) и назначение газопровода должны быть включены в информацию о местоположении газопровода;

Диаметр газопровода вдоль условного прохода (если газопровод состоит из труб разного диаметра, то при анализе следует учитывать каждый радиус отдельно), за исключением ситуаций, когда труба, используемая для условного хода, имеет такой же диаметр, что и газопровод.

Общая длина трубопровода и, если используются трубы различного диаметра, длина каждой секции отдельно.

Рассчитанная и фактическая рабочая температура газопровода во время обследования;

На данный момент развернуто более 100 000 тонн полезной нагрузки.

Б.3.2. Характеристики трассы:

Пересечения с природными особенностями (такими как реки, овраги и т. Д.) или промышленные барьеры;

Про анемометры:  «Такого не должно повториться»: что известно о взрыве газа в здании гостиницы в Геленджике — РТ на русском

Где есть перекрестки с общением всех видов и параллельных прокладок;

Точные размеры и дата врезки.

Транспортных средств, футляров и колодцев, присоединенных к газопроводу, с проектными отметками;

Минимальное и максимальное значения глубины (если они не являются постоянными) показаны на проектной и фактической глубинах.

Б.х.Характеристики пакета:

Когда в конструкции использовались трубы с различной толщиной стен и длиной, все толщины были рассмотрены;

Какой нормативный документ указывает стандартные технические требования?Если во время строительства использовались трубы, изготовленные в соответствии с различными нормативными документами (например, в участках маршрута газопровода с различной степенью соответствия), то все производители труб принимаются во внимание;

Сертификаты на трубы (марка стали, если требуется, подробное описание химического состава и механических свойств).

B.3.4.Характеристики почвы:

То, что называется почвой (разные почвы имеют разные композиции для грунтовых дорог);

Подземный слой газопровода отличается от окружающей почвы;

Грунтовая засыпка (обратная засыпка) для газопровода, отличная от основной;

Особое сопротивление грунта электрическому току на трассе газопровода;

Почва, используемая в качестве обратной засыпки для удельной электрической сопротивления газопровода

Разность потенциалов между землей и газопроводом на всех охраняемых участках.

Существование участков с почвами, которые поднимаются, ослабляют или набухают;

В соответствии со средней температурой в газопроводе присутствуют области высокого уровня.

Б.3.5. Характеристики изоляционного покрытия

Если при строительстве на разных объектах использовались различные типы изоляции, то на каждом объекте должна быть своя спецификация;

Бренды изоляционных материалов, которые использовались во время строительства и ремонта газопровода;

Переходное сопротивление и напряжение пробоя изоляционного покрытия (выявленные как во время строительства, так и в ходе последующих измерений), в случае ремонта;

Идея покрытия механической прочности (степень адгезии, устойчивость к сдвигу и т. Д.).

Б.3.6. Характеристики системы электрохимической защиты

С указанием проектных отметок мест установки и типа используемых установок катодной защиты;

Поляризационные потенциалы между землей и различными частями газопровода, со значениями, полученными в ходе пусконаладочных и последних измерений.

Узнание значения при запуске для защитного потенциала между сегментами газопровода и землей (для трубопроводов, защищенных ECHZ).

Б.3.7. Характеристики ремонтных работ

Таблица содержит список всех ремонтных работ на газопроводе, а также информацию о типе повреждения, его местоположении и методах ремонта.

Внесение модификаций, ремонт и обслуживания в систему ECH.

Б.3.8 Соответствующая информация должна быть внесена в технический паспорт (Приложение А настоящей Инструкции) в соответствии с вышеуказанным требованием для диагностируемого трубопровода.

B.3.9. По окончании работ по анализу документации создается акт с указанием и подписью лица, его проводившего (форма 2).

B.3.10. Программа для диагностики газовых трубопроводов без открытия почвы будет разработана на основе результатов анализа.

Форма 2

Анализ технической документации для подземного стального газопровода

Организация-владелец _____________________

Где будет проложен газопровод ___________________________

Назначение газопровода ___________________________

Рабочее давление составляет _____ MPA, общая длина – ______ м.

Список рассмотрено

_________________________

____________________________

____________________________

____________________________

Место подключения контактных измерительных приборов

Место (ПК)Вид установкиНаименование (марка) оборудования газопровода
   
   
   

Данные для приборов бесконтактного измерения

Расположение участка на карте-схемеДиаметр и толщинаГоризонтальный поворот, град
ПКПротяженность, мстенки труб
    
    
    

Примечание. Если газовый трубопровод построен из различных материалов, будет заполнена колонка «Ceptim и толщина стен трубы».

Преодоление препятствий как естественные, так и искусственные

Наименование и характеристика пересекающей (параллельной)Расположение по карте-схеме
преградыПКПротяженность, м
   
   
   

Характеристика почвы

Расположение по карте-схемеКласс или тип грунтаКоррозионная
ПКПротяженность, мпо ГОСТ 25100-95активность
    
    
    

Система электрохимической защиты

Зона действия катодной установкиОтклонение величины защитного потенциала от требуемых по стандартуДатаПродолжительность отключения
От ПКДо ПККИП NЗначение, В
      
      
      

Информация о техническом обслуживании и ремонте.

ДатаМесто расположения по карте-схеме, ПКПричины повреждений
   
   
   
Анализ провела

Комиссия в составе:

  
  (должность. Ф.И.О., подпись)
  (должность. Ф.И.О., подпись)
  (должность. Ф.И.О., подпись)

Приложение и

С помощью индикатора напряжения дефектов (ИДН) возможна бесконтактная магнитометрическая диагностика подземного трубопровода.

В первых общих правилах

Целью бесконтактного магнитометрического обследования является выявление повреждений трубопровода, зон повышенного напряжения и, в сочетании с результатами тире оценки состояния изоляционного покрытия, определение места ремонта подземного газопровода розового цвета.

Определите места коррозионных повреждений с помощью индикатора дефектов и напряжений (ИДН) или другого инструмента, одобренного для использования рекомендованным способом.

Используя бесконтактную магнитометрию (NCM), вы можете найти потенциальные недостатки на поверхности земли. За исключением особенно сложных условий поселения или городского развития, предварительная намагниченность и связь внешних генераторов обычно не являются необходимыми.

Неконтактная магнитометрическая диагностика-это метод, который опирается на способность находить недостатки, не имея прямого доступа к поверхности металла (то есть без удаления изоляции или очистки). Вы можете быстро и эффективно оценить состояние изучаемого трубопровода с использованием BMD.

Физической основой метода является природная намагниченность металла под влиянием динамо-механических нагрузок и изменений в силе магнитного поля по возрасту труб. Процессы, которые происходят в трубопроводном металле под воздействием нагрузок, вызывают распределение магнитного поля по -разному. В результате градиент индуцированной аномалии в магнитном поле варьируется. Аномалия, которая обозначена недостатком в области его разработки с помощью измерительного оборудования, является острее.

В 2. Измерительное оборудование

Блок записи, два феррозондовых датчика магнитного поля и электронный измерительный блок (который выводит данные в цифровом виде на электронный дисплей) составляют DMS. Исследуемым параметром является напряженность и изменения собственного магнитного поля трубопровода.

В 3. Приготовление диагноза

Разделы экзамена выбираются в соответствии с выводами анализа технической документации, который устанавливает обстоятельства, связанные с возникновением и работой трубопровода. IDN можно использовать в режиме поиска, чтобы найти более глубокие позиции труб на маршрутах, которые претерпели значительные изменения и сложность.

Чтобы успешно справиться с тестом, вы должны убедиться, что:

Трубопроводы между поселениями, исключая те, которые проходят под линии высокой напряженности:

В) разъяснение точного местоположения и идентификации трубопровода с пронумерованными пикетами (если возможно в долгосрочной перспективе);

(а) геореференция начала зоны обследования до вертикальных маркеров и полюсов вдоль маршрута;

F) определение мест пересечения трубопроводов с другими подземными коммуникациями;

F) беспрепятственный доступ вдоль обследованного участка газопровода.

E) способность оборудования быть перезаряжается (220v);

Для внутрипоселковых трубопроводов

В частности, использование тщательной строительной документации (таблетки связи) для сокращения потраченного времени и, как правило, повысить эффективность измерения;

A) строгое соответствие основных положений, таких как длительные наблюдения, объекту исследования;

Б) координация мониторинга деятельности с графиками обслуживания и профилактических работ на соседних технологических маршрутах (если необходимо их отключить);

Добавление стандартных модификаций генераторов переменного напряжения (типа anti и y) для укрепления стальных труб с магнитометрическими профилями;

E) Создание базы данных о текущем состоянии связи с продвижением долгосрочного мониторинга (статистическое накопление базовых данных требуется для подготовки основы для проецирования ресурсов трубопроводов).

4. Подготовка рабочих устройств

I DN должен быть заряжен с устройства автоматического выключения, чтобы убедиться, что устройство имеет непрерывный источник питания перед отправкой для объекта измерения.

Соединение датчиков, включение идентификатора и тестирование устройства в различных режимах представляет собой прямую подготовку устройства для измерений.

Устройство шикарно для определенных обстоятельств, используя следующий алгоритм:

В этой ситуации датчики должны располагаться параллельно оси трубопровода.

Границы магнитного диапазона можно увидеть, двигаясь по трубопроводу (например, 920-1500 единиц).

Рекомендуется выбрать другой раздел трубопровода, если максимальные и минимальные значения магнитного параметра альтернативны хаотично;

При повороте трубы на угол более 20-30 градусов в горизонтальной плоскости спектр уточняется заново, поскольку численные значения диапазона зависят от ориентации трубопроводов.

Примечания: 1. Сварные (монтажные) суставы являются периодическими экстремальными магнитными параметрами, которые повторяются каждые 10–12 м и принимают форму острых пиков с амплитудой 15% от диапазона диапазона.

2. Резкие скачки в поле на коротких (до 2-3 м) участках являются признаками того, что металл трубы был нарушен.

3. Не изменяя пространственной ориентации плети, необходимо провести еще один осмотр участка.

4. Необходимо проверить наличие спиралевидных полос, если экстремумы магнитного сигнала по длине трубы повторяются.

После сигнала «батареи» не рекомендуется использовать оборудование более 20 минут, потому что показания становятся ненадежными.

Вы должны завершить измерения и подключить идентификатор к зарядному устройству после получения сигнала “батарея”.

Класс 5.Процедура опроса

Характеристики объекта измерения и показаний измерения вводятся в форму протокола (форма 3).

На расстоянии 15-20 см от поверхности Земли блок датчиков вращается в направлении, параллельном оси трубы.

В зависимости от диаметра и ориентации трубопроводов производится эмпирическое измерение диапазона фоновых значений. В форме протокола введены граничные значения диапазона.

Примеч. пера

Когда карта фотографируется, обнаруженные аномалии магнитного поля фиксируются достопримечательностями, и их абсолютное значение записывается.

Дополнительные измерения радиальных и перпендикулярных компонентов магнитного поля проводятся на аномальной области, и в протоколе хранится запись.

Секции трубопровода с параметрами магнитного поля, которые являются ненормальными, являются теми, чьи фоновые значения превышены.

В ходе исследования можно обнаружить участки с неустойчивыми изменениями магнитных параметров, которые необходимо дополнительно исследовать с помощью других методов диагностики или подвергнуть непосредственному осмотру металлической поверхности трубопровода в ямах.

К 6. Режим Трейсеров

Последовательность работы трассоискателя

Поместите переключатель зуба «режима» в положение «1»;

Расстояние может быть сокращено до 10 метров путем наклонения датчика, так что оно перпендикулярно трубе.

С точностью до половины внешнего диаметра трубы определяется наименьшая точка максимального значения магнитных параметров.

A T 7. Обработка и отчетность по результатам опроса.

Протоколы (форма 3) и диаграммы распределения магнитных полей трубопроводов на обследованной территории создаются в соответствии с результатами работы.

В результате классификации трубопровода определяются безопасные зоны и потенциальные очаги повреждения (коррозия или другие дефекты);

На основании характера деформации магнитного поля определяется степень дефектности аномальных зон.

Диаграммы и минуты включены в отчет.

Форма 3

Протокол № 73 от 3 декабря 2014 г.

И ДН обрабатывает магнитометрические данные

____________________

Продолжительность раздела, рассмотренная из шланга ________________________

Дата обследования ________________________________

Фоновый диапазон магнитного поля измеряется в единицах и масштабах.

N аномалииПоказания индикатораПривязка к местностиПримечание
    
    
    
Измерения

провел

Профессиональный врач

    
  (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)
  (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)

D

Форма 4

АКТ

Диагностика технического состояния

Подземная прокладка газопровода без нарушения грунта

Организация-владелец _________________

Где прокладывают газопровод ___________________________

Назначение газопровода ___________________________

Рабочее давление _____ МПа, общая длина ______ м.

Дата обследования: _______ 200 г.

Г.1. Выбор технических диагностических инструментов

Наименование прибораШифр прибораНазначение прибораПримечание
    
    
    

Г.2. Проверка герметичности

Секции газопровода создаются, когда присутствуют утечки, что указывает на места и условия для их устранения. Завершенный акт работы составлен в случае отсутствия утечек.

G.3. Анализ эффективности электрохимической защиты

D.3.1 Выявлена коррозионная активность грунта. Выполняется процедура определения удельного электрического сопротивления грунта.

Протокол определения удельного электрического сопротивления почвы

N пункта изме- ренияМесто пункта изме- ренияХаракте- ристика грунта по ГОСТ 25100-95Разнос электродов, мДиапазон измерения прибораПоказание прибора, ОмУдельное электрическое сопротивление грунта, Ом·мКорро- зионная агрес- сивность грунта
1       
       
2       
        

Коррозия почвы определяется таблицей 1 GOST 9.602, которая изображена на диаграмме.

Диаграмма сопротивления пола

Газопровод ____________________

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Потенциал для защиты показан на схематической карте. В примечании могут указать, какие обстоятельства приводят к изменению потенциала на шоссе (в разделах) или нет.

Когда выходное напряжение катодной станции изменяется и устанавливается способность установить газопровод, измеряются компоненты энергосистемы.

D.3.2 Трубопроводы и справочный электрод обнаруживают присутствие бродячих токов во время потенциальных измерений. Согласно GOST 9.602, уровень риска для людей определяется. После того, как протокол был подписан, он освобожден.

При определении риска от блуждающих токов используется процедура измерения смещения разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения.

Город _______________________________________________

Подземный пункт измерения ___________

Дата_________________________________________________

Начало _____________ конец ___________

Тип и N прибора ______________________________________

Измерение данных, MV

Мера ______________________________

Можно оценить риск переменного тока путем измерения перемещения потенциала трубопровода.

Город _______________________________________________

Подземный объект __________.

Дата ________________________________________________

Измерение времени: начало ____ ___ конец ____________________

Тип устройства и номер: ______________________

Измеренное значение стационарного потенциала вспомогательного РЭ электрода по отношению к МЭС

Данные измерений, мВ

Измерил     
Обработал   Проверил 

На основе блуждающих токов можно определить опасные и неопасные участки газопровода.

4. Покажите состояние изоляции

Места изоляции сквозного нанесения со ссылкой на местность были отмечены на карте газопровода.

При наличии бесконтактной техники создается график переходного сопротивления.

Что было обнаружено сквозным повреждением, указывается протоколом.

Протокол проверки изоляции газопроводов для контакта на земле

N сквозного поврежденияПривязка к местностиВид повреждения
   
   
   

Г.5. Срезы газовых трубопроводов с металлическими нарушениями видны при наличии устройства IDN.

Проектирование макета газопровода при изображении аномалий, протокол обследования магнитометра был завершен.

Отчет об опросе с магнитным устройством IDN

Показания индикатораПривязка к местностиПримечание
Фоновое значениеУсловные единицы шкалы
    
    
    

Примечание. Длина аномалии и наличие интерференционных структур указывается в графе “Примечание”.

6. Общие выводы и приложения

Не вскрывая чемодан, по результатам диагностики делаются общие выводы и а

Составляется план шурфового контроля.

Акт составила

Комиссия в составе:

  
  (должность, Ф.И.О., подпись)
  (должность, Ф.И.О., подпись)
  (должность, Ф.И.О., подпись)
  (должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение d

Форма 5

Отчет по обследованию карьера для определения тех.

Организация-владелец _____________________

Место прокладки газопровода __________________________

Какой газопровод выбрать для строительства?

Рабочее давление – ___ МПа, общая длина – ___ метров.

Дата экзамена: ____________ 200_

1. Состояние изоляционного покрытия

2. Эффективность системы ECP

3. Условие коррозии металлическая труба

N шурфаТип дефекта*1Глубина дефекта (уменьшение толщины стенки), ммТолщина стенки на неповрежденных участках, ммРазмер дефекта, мм
     
     
     

_____

*1 Укажите тип коррозии (фронтальная, язва или трещина) в колонке «тип дефекта».

4. Механические свойства на металлическом трубе

Примечание. Колонны 2, 3 и 6 не заполнены, когда механические характеристики измеряются непосредственно (KCU).

5. Напряженное состояние металла трубы

6. насколько хорошо сохранились сварные соединения

NВнешний видВид дефектаМетод ремонта
шурфаМонтажный шовЗаводской шов
     
     
     

7. В этом случае углеродная и низкая сплава демонстрируют признаки агрессивной коррозии почвы.

Акт составила

Комиссия в составе:

  
  (должность, Ф.И.О., подпись)
  (должность, Ф.И.О., подпись)
  (должность, Ф.И.О., подпись)
  (должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение

Пример расчета остаточного срока службы

E.1. Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия

В результате диагностирования было установлено:

Его переходное сопротивление было измерено в соответствии с таблицей 1 – R1 100ОмзМ (R1) 10-метрового диаметра с шагом 5 мм составляет около 1 км/ч при толщине стенки 4-6 см для глубины грунтовых вод до 50 км. Газопровод из стальных труб с наружным диаметром D = 0,219 м и толщиной стенки трубы h = 0,006 м проложен в грунте средней коррозионной активности с удельным сопротивлением 11 Ом’ам на глубине H = 1 T – время эксплуатации в годах.

Подставляем в формулу (1):

,

После арифметических упрощений имеем

R = 16,098 1,314lnR .

Уравнение для решения уравнений не менее 0,5 Ом точности.

Мы используем R = 20,0 Ом как критическое значение переходного сопротивления.

Мы исследуем, выполняется ли условие 2R R: 20,0 + 100.

Рассчитайте оставшееся срок службы изоляционного покрытия, используя формулы (3) и (2):

;

.

Отчет о проведении обследования карьера для определения технического состояния подземного газового п

Е.2. расчет остаточного срока службы газопровода на основе изменения пластичности металла

Пример 1 (рис. Е.1).

Техническая проверка отделения газопровода наружного диаметра 273 мм выявил следующее: сталь (группа A), прочность материала (= 332 МПа, = 384 МПа) и 480 м PA;Внутреннее давление (0,005 МПа).

Мы выбираем три кривых из графика функции, обозначаемой формулой (4): / = 0,9;/= 0,8 и Т – 46 лет.

. В этой точке пересекаются прямая t = 63 года и кривая / = 0,9. Поскольку параметрическая функция не нужна, точка пересечения прямой t и / = / соответствует точке T в интервале точности функции “Точнее”, поэтому: f=t-T – 63 – 46 лет остаточного срока службы по пластичности

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Как долго будет работать газопровод?

Рис. Е.1

Пример 2 (рис. Е.2).

После исследования второго участка газопровода с использованием тех же параметров были получены следующие значения: = 309 МПа, = 435МПа;

Мы строим графы так же, как и в примере 1.

Размер остаточного срока службы T следует уменьшить, поскольку в данном случае точка точности функции находилась вне параметра.

Абсцисса точки пересечения кривой и прямой, или / = 0, дает условное и фаактивное время работы газопровода Т. t = t-t в данной ситуации.

Из графиков, напоминающих пример 1, можно вычислить, что t = 76 и t = 55 лет. Следовательно, T-t-T – это остаточный срок службы трубопровода с точки зрения пластичности.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Сколько лет эксплуатируется газопровод t

Рис. Е.2

E.3. Изменение вязкости шока для продления срока службы остаточного обслуживания

Пример 1 (рис. Е.3).

Статья 4 (группа A) Материал имеет следующие свойства на секции трубопровода диаметром 273 мм: 78,4 J/см;H = 9м. Время, потраченное на работу t = 1 46 лет

Давайте построим функцию, показанную в формуле (7) с интервалом точности 10%, тремя прямыми линиями и значениями 30 J/см, 38 J/CM и T = 46 лет.

Мы определяем абсциссу точки, где кривая пересекает прямую линию, которая составляет 30 J/см, t = 61 год. Переход к точности функции не требуется;Следовательно, срок службы вязкости остаточного обслуживания (HD) определяется как T = 1+T+1+46*15 лет. Мы определяем точку пересечения линии с точкой слияния.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Как долго будет работать газопровод?

Рис. Е.3

Пример 2 (рис. Е.4).

Следующая информация была обнаружена при рассмотрении второго раздела трубопровода: = 78,4 J/CM и 38 J/CM. Аналогично примеру 1, мы график графики.

Величина остаточного срока службы Т рассчитывается по условному фаакту эксплуатации газопроводов, так как точка в данном случае находилась за пределами точности функции (в области под кривой). t здесь равно t минус t.

T равна 61 и 47 лет. Отсюда получаем: t-t-t = 114; в данном случае остаточный срок службы участка газопровода для ударной вязкости составляет 14 месяцев.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

E.4. Срок службы газопровода распространяется с лобной коррозией.

При обследовании технического состояния участка трубопровода диаметром 219 мм были обнаружены следующие материалы: St3 (группа А), =216 МПа, =362 МПа. грунт – суглинок обнаружена общая коррозия толщины стенки трубы в зоне наибольших повреждений или дефектов H1 (384); h == 6м; внутреннее давление P=11,5 м Па; и срок эксплуатации t 30 лет.

Начальное напряжение кольца и фактически активное кольцо определяются формулой (14):

=1,2х(0,219 – 2х0,006)/(2х0,006) = 20,7 МПа;

= 1,2х(0,219 – 2х0,006)/(2х0,00384) = 32,34 МПа.

Мы рассчитываем среднюю скорость коррозии, используя формулу (15).

V = 2,16/30 = 0,072 мм/год.

Рассчитайте максимальный срок службы ненапряженной ячейки, используя формулу (12).

t = (6/0,072)х(1 – 20,7/162 ) = 72,7 года.

Формула (11) используется для определения остаточного срока службы.

t= 72,2 ехр (-7/(8,31х293)х0,5х162х(32,34/162) ) – 30 = 65,9 – 30 = 35,9 лет.

E.5. Как определяется остаточный срок службы при наличии язвенной (точечной) коррозии?

При оценке технического состояния участка трубопровода диаметром 219 мм были найдены следующие значения: материал – ст. 3 (группа А), = 216 МПа, = 362 МПА.ч == 6 м; внутреннее давление p = 11,5 м па и срок эксплуатации Т 30 лет).

Находим, что 162 МПа = 0.75.

Используя формулу (19), определяем критическую глубину дефекта.

h = 6 -4х(0,19х1,2 /162) = 5,8 мм.

Уровень коррозии в предыдущем примере составляла v = 0,072 мм/год. V = 0,13, V = 0,03

Чтобы рассчитать оставшуюся жизнь, используйте формулу (17).

t = (5,8 – 2,16)/0,103 = 35,3 года.

Дополнение i

Определение переходного сопротивления изоляционной ленты

W.1.Основные положения

Чтобы прояснить значение перехода сопротивления с поверхности земли и оценить состояние изоляции, измеряется электрическое сопротивление изоляционных покрытий на стальных газовых трубопроводах.

Измерения проводятся в поперечном сечении трубопровода, в центре кучи на поверхности, не нанося вреда изоляции.

Размер ямы должен обеспечить визуальные измерения и инспекцию изоляционного покрытия.

J.2 Измерительное оборудование и материалы

D C источник питания (аккумулятор) с минимальным выходным напряжением 30 V

Вольтметр, класс точности 1,5 (например, М 4202).

Микроамперметр, класс точности 1,5 (например, М 4257).

Переменный резистор с диапазоном сопротивлений до 1,5 Коми и мощностью рассеяния 1 Вт.

Электрический соединительный провод В PL с сечением 0,75 мм.

Мошенник электродов из металла с шириной 0,3 м и длиной, которая дает обхват газопроводов вдоль внешнего диаметра (L = D), где D-внутренний радиус трубопровода

Полотно тканевое, равное площади электрода.

J.3.Подготовка к измерениям

Поверхность газовой изоляции трубопровода очищается от мусора и влаги перед проведением испытаний в секции измерения переходного сопротивления.

Приготовьте 3%-ный раствор соды в дистиллированной воде и смочите им ткань.

На изоляционное покрытие 4 по всему периметру укладывается увлажненная тканевая салфетка 3. Электродная повязка помещается поверх металлического корпуса 2, который плотно прилегает к тканевому полотну.

Составьте электрическую схему в соответствии с рис. G.1

Секция трубы трубы, очищенная к металлу, подключена к отрицательному полюсу источника питания G, используя механический контакт 1.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Рис. W.1. Электрическая цепь для измерения сопротивления переходного сопротивления изоляционных покрытий

J.4.Измерение

Измерения выполняются в соответствии с планом, изображенным на рис. W.1 в трех режимах, каждый при различной температуре;

Вольтметр U управляет резистором R, который выбирается из источника питания G и имеет диапазон рабочего напряжения от 10 до 30 В.

Амперметр A измеряет силу тока.

J.5.Результаты лечения

По формуле определяется величина переходного сопротивления R, Омв.

(Ж.1)

U — рабочее напряжение, В;

I – текущая мощность, а;

Площадь поверхности металлического электрода-бандероли обозначается S.

Для каждого значения измеряемой силы тока рассчитывается переходное сопротивление.

Протокол (форма 6) обновляется с результатами измерения.

Форма 6

Протокол

То, что называется переходным сопротивлением изоляции подземного газопровода

____________________

Дата обследования ____________________

На карте-схеме расположен Шурф под номером __________.

Внешний диаметр, толщина стенки и давление в трубе влияют на конструкцию и конструкцию трубы.

Тип изоляционного покрытия, вид и конструкция: ______

Измерения

провел

Специалист

    
  (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)
  (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)

Заявление

Измерение глубины дефектов металла трубы и их устранение с помощью абразивной зачистки.

Z.1.Основные положения

Чтобы измерить размер трещин и отремонтировать их с помощью абразивной очистки, необходимо определить глубину металла в стальных трубах.

Эта методология регулирует фундаментальные правила, регулирующие то, как выполняется работа.

Z.2.equipo, чтобы определить разломы

Измерительный инструмент с точностью измерения не менее 0,1 мм используется в качестве основного прибора для измерения глубины дефектов, а также часовые индикаторы. Используя линейку, рулетку или суппорт, измерьте разделение между соседними недостатками.

На рисунке З.1 показан эскиз специальной оправки, которую необходимо использовать при измерении с помощью индикатора ИШ-10.

Приспособление состоит из основания 1, циферблатного индикатора 2 со шкалой 0,1 мм и стопорного винта 3. При установке приспособления на трубу ножки 4 не должны попадать в поврежденные участки. Для измерения наиболее глубоких дефектов необходимо создать напряжение при установке нулевого показания индикатора в приспособлении. Разница между показаниями используется для расчета глубины дефектов. Глубину трещин и язв можно измерить с помощью сменной иглы № 5.

Про анемометры:  Обзор различных видов анемометров и их применение.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Рис. З.1

Z.3. Подготовка объекта к проведению измерений

Изоляционное покрытие должно быть полностью удалено по длине (ширина кольца должна быть двумя диаметрами труб), но не менее 0,5 м, прежде чем будут сделаны измерения в области повреждения изоляции из трубопровода газопровода.

Очистка поверхности трубы от остатков продуктов коррозии обеспечит точность измерений. Для профессионального удаления продуктов коррозии используются шабер, металлическая щетка или шкурки с абразивами различных номеров.

Z.4.

Фактическая толщина стенки газопровода сначала измеряется за пределами зоны дефекта. Измеряются четыре точки на поперечном сечении трубы (0, 90, 180 и 270).

Глубина каждой коррозии и похожих на разрушение дефекта в определенной выбоине затем определяется с использованием измерительного устройства.

Протокол (форма 7) обновляется с помощью измеренных значений.

Z.5. Наибольшие местные уклоны стен, которые могут быть использованы для абразивного ремонта

Следующие проблемы с трубами газовой магистрали устранимы:

Б) пятна коррозии (фронтальная, питтинговая);

А) царапины, раны;

Поверхностные трещины.

Таблица используется для определения максимальных разрешенных размеров для локальных склонов стен трубы газовых трубопроводов. Согласно рис. Z.1, размерные раздела 2A и 1B Z.2.

Таблицы Z.1

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Примечание. Уникальный шаблон используется для измерения радиуса образца.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Рис. Z.2. шаблон проектирования трубопровода.

Z.6. при выполнении ремонта с абразивной зачисткой

Абразивные и другие металлорежущие инструменты, такие как шлифовальные машины, напильники или другие приспособления, используются для устранения дефектов и получения поверхностей с шероховатостью не менее Rz = 40. Скорость резки (за исключением перегрева) не должна нарушать структурную целостность металла.

Круг должен использоваться для создания компонентов очистки (рис. Z2), одна из осей которых параллельна формируемой трубе. Края очищенной области плавно переходят в поверхность трубы.

Продольные и кольцевые швы зачищать нельзя.

Ультразвуковая толщина рассчитывается по остаточной толщине после удаления самой глубокой рабочей зоны. Протокол (форма 7) обновляется с учетом результатов измерений.

Форма 7

Методика измерения коррозионного износа металлической поверхности газопроводов

Где находится газопровод ___________________________

Дата экзамена ______________________________________

На карте-схеме расположен шурф номер __________.

Наружный диаметр трубы ___________________________

Толщина стенки трубы проекта _______________________.

Фактическая толщина стенки, мм
90°180°270°Среднее значение
     
Дефект
ВидГлубина, ммРазмер, ммПространственная ориентацияТолщина стенки вне зоны дефектаОстаточная толщина стенки после ремонта
1
2
3
Измерения

провел

Специалист

    
  (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)
  (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)
Ремонт

провел

Эксперт

    
  (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)
  (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)

Запрос

Состояние напряжений и вязкие характеристики металла трубопровода могут быть определены с использованием метода магнитно-тонкого.

И 1. Общие положения

I.1.1 Приложение содержит фундаментальные рекомендации по определению напряженно-деформированного состояния (НДС) и вязкостных характеристик металла трубопровода.

I.2 Инструменты для измерения ЯМ металла трубопровода и ударной вязкости

I.2.1 Магнитно-шумовые приборы “Уралец” или “ПИОН” используются в качестве основных инструментов для расчета НДС и KCU металла трубопровода. Шум измеряется с помощью магнитно-шумового прибора “Стресскан 50”. Работы по диагностике прибором “ПИОН-01” описаны в настоящей методике.

I.2.2. Устройство «Pion» магнитного шума, изображенное на рис. I.1, для неразрушающего изучения NDE и характеристик вязкости металла трубопровода KCU

И.2.3. Как работает прибор “ПИОН-01”?

Минимальная фиксируемая величина напряжений, МПа (кгс/мм). 10

Сколько времени может одна измерения, прежде чем останавливаться.10

Диапазон рабочих температур: 50 – 20 C, %

Индексация рабочего сигнала. цифровая

Прибор работает от напряжения.220 В

Габаритные размеры, мм.270х110.

Масса, кг. 6,5

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Рис. И.1. Магнитно-шумовой прибор “ПИОН”

1 датчик обработки (преобразователь метра);

Устройство, подключающий кабель, устройство и четыре кабеля питания.7 – индикатор уровня цифрового сигнала с диапазоном от 0 до 10 МГц (в зависимости от времени работы) и кнопками для настройки усиления (5 и 6).8- Максимальная фиксация напряжения на расстоянии 1 км или максимальной фиксации сигнала с точностью 9 мА/с при условии, что датчики имеют кнопки «E». Текущее снабжение будет автоматически отключаться через разъемы устройства без модуля защиты данных о утечке энергии, обнажая определенный интервал, если подключение устройства «E» невозможно.

I.2.4. Температура стенки газопровода должна быть не менее -10 ° С для работы устройства, а окружающий воздух должен быть не менее 20 ° С.

I.2.5. Устройство PION-01 генерирует графики для расчета KCU металла в стальных брендах и таблицы таблиц для определения НДС (форма 8). Для конкретного устройства, а также других примеров «Pion-01» графики и таблицы неприемлемы. Компетентные тарифные центры.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Ударная вязкость (KCU), Дж/КМ

Рис. И.2. Зависимость ударной вязкости (KCU) от магнитно-шумового сигнала. Прибор “ПИОН-01” зав. N 12 Сталь 10

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Ударная вязкость (KCU), J / см

Рис. I.3. KCU – это зависимость от ударной вязкости на сигнал магнитного шма.”Pion-01″ Head n 12 ст.

I.2.6 К работе с магнитно-шумовыми приборами допускаются только лица, прошедшие обучение по технике безопасности при работе с электроизмерительными приборами.

I.2.7 Корпус прибора должен быть заземлен во время его использования.

I.3.Подготовка объекта для диагностики

I.3.1.форма круга диаметром 50 м. Конечным результатом является круг диаметром от 5 до 10 метров или более. Его площадь равна площади поверхности круга в изометрической секции, которая составляет приблизительно 1 квадратный метр на дюйм или в общей сложности 2 квадратных метра, покрывая площадь 3 квадратных км2.

На поверхности стенки трубы, где будет установлен накладной датчик, не должно быть глубоких ребер, обработанных наждачной бумагой.

I.3.2 Места измерений необходимо сравнить с проектными высотами участка трубопровода.

I.4 Инструмент Pion-01 для обнаружения связанных с работой заболеваниями

I.4.1. Рис. 1 Датчик патча 1 и использование соединительного кабеля, 1 подключен к устройству, 2 подключено через разъемы и 3

Источник электрического питания подключен к устройству с помощью кабеля питания 4. Управляющая лампа и индикаторные лампы включают при нажатии кнопки 5. В течение 10-15 минут устройство должно согреться до температуры 50S, чтобы войти в режим работы.

I.4.2. Устройство Pion Magnetic-Shumberry (или другая эталонная модель) проверяется и настраивается до того, как рассчитываются элементы измерения в реальном объекте.

I.4.3. Проверка и настройка устройства производится именно в таком порядке.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Рис. I.4. Стратегия размещения

Переключатель 13 для выбора марки стали (рис. I.1), установленный на боковой стенке прибора, устанавливается в нужное положение в зависимости от марки стали эталонного образца для данной модели. Усиление, указанное на эталонном образце и фиксируемое цифровым табло 7, регулируется с помощью кнопок 6.

В случае, если индикаторная лампа 9 (рис. I.1), автоматический режим работы устройства фиксирует максимальный сигнал в динамике сигнала и фиксирует его в шкале управления!Поверхность эталонной модели плотно оснащена датчиком 1 верхнего хвоста, так что ее большая ось обнажается (рис. I) лежать вдоль оси того же изображения, нажимайте и нажмите кнопку 10 или 11 на передней панели устройства, а затем измерьтеАнкетПо крайней мере три раза следует выполнять после этого. Затем датчик монтируется на поверхности опорного образца, перпендикулярно направлению оси Т, и значение сигнала в направлении оси Q (MS) измеряется таким же образом.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Рис. I.5. Чертеж примерных регулировок для прибора “ПИОН-01”

Если измеренные значения магнитного сигнала ШУМ на эталонном образце отличаются более чем на семь единиц в направлении осей Т. Прибор отправляется на повторную сертификацию в случае показаний, отклоняющихся за пределы ожидаемого диапазона.

I.5 Расчет и анализ результатов

I.5.1. Контрольные измерения толщины стенки принимаются до измерения устройства Pion-01, чтобы идентифицировать дефектные участки стенки трубы, используя толщину UT93P или другого устройства.

I.5.2.Определение НДС.

Кнопки для установки коэффициента усиления 6 и переключатели для выбора марки стали и режима (рис. 1) Выбор режима измерения NAT основан на соответствии магнитного сигнала стенке трубы.

I.5.3. В каждой точке измерения НДС измеряется в трубопроводе “Пион-01” (рис. I4), и выполняются последующие операции:

Первый потолочный датчик (Рис. I.1) устанавливается в кольцевом и осевом направлениях на подготовленной поверхности контролируемой зоны трубопровода;

Показания устройств должны быть нулю при нажатии кнопки 11 устройства на передней панели или 10 в датчике укладки;

Кнопкой 8 установить автоматический режим.

Снимите максимальные показания сигнала с цифровой платы 12 устройства с помощью лампы 9 сжигания 9 на передней панели;

Удалите накладной датчик 1 с поверхности трубы;

Как минимум три раза на каждой оси измерения;

Фактические значения для сигналов магнитного шума, измерений толщины стенки и определения НДС содерживаются в таблице формы 8. Максимальное значение измерений MSH и четыре точки используются для выбора столбца для расчета чана.

И.5.4. КСU — определение ударной вязкости (KCu).

Режим измерений для марки стали, из которой изготовлен исследуемый трубопровод, устанавливается с помощью переключателя выбора режима 14 и кнопки установки коэффициента усиления 6 в соответствии с зависимостью ударной вязкости металла трубы от магнитошумового сигнала. Трубы должны прослужить 20 лет после их изготовления на заводе “Северсталь”.

I.5.5 Значение KCU в трубопроводе измеряется так же, как и значения KCU, но только в одном направлении кольца.

I.5.6. Значения нормативных величин вносятся по результатам измерений магнитных сигналов ШУМ и ударной вязкости в протоколы N 1, 2.

I.5.7 Расчет остаточного ресурса трубопроводов производится в соответствии с настоящей Инструкцией с использованием результатов протоколов N 1 и 2.

I.6.Расчет обследования

В ячейке, где MS магнитные сигналы Shum (в горизонтальных графиках) и MS встречаются количество НДС, рассчитывается MPA (рис. 8).

Следовательно, например: значения были получены во время измерений

МШ = 48; МШ = 96.

Если на перекрестке “столбец – строка” получим форму 8:

= 157 МПа; = 57 МПа.

Если перед числом нет знака, это означает, что число растянуто. Напряжение сжатия обозначается знаком “-“, а напряжение растяжения – знаком “+”.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

Рис. I.6. Место расположения датчика напряжения и ударной вязкости металла

Чтобы определить MS, перемещайте в следующих направлениях: B в осевом направлении;В направлении кольца.

Форма 8

Зависимость напряжения от магнитно-шумового сигнала

Прибор “ПИОН-01”

Зав. N 12

z,МПаНапряжение Режим работы прибора
  в осевом направлении J = 1
t,Мпанапряжение V = 5
  в кольцевом направлении Коэффициент усиления
    К = 80

Магнитно-шумовой сигнал, msh, направленный в направлении кольца

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию подземных газопроводов

1. Примечания: 1. Уровень осевых напряжений объекта указан в таблице на пересечении сигнала магнитного шма в осевых и кольцевых направлениях.

2. Уровень напряжения в трубе превышает нормативный предел, если значения напряжения не указаны на пересечении магнитошумового сигнала в осевом и кольцевом направлениях.

3. Напряжение сжатия обозначено знаком “-” до значения.

Форма 9

Протокол n 1 для случаев нарушений процедур поступления граждан

Влияние напряжения на стресс и деформацию.

Наименование объекта ____________________

Дата обследования ____________________

Номер шурфа __________________________

Проектная отметка места шурфования

Магнитный норм инструмент: производитель, номер модели ___

Стальные трубы марки _____________, измеренные по диаметру

Измерение

Фактическая толщина стенки в точке замера, мм1234
     
Положение клавиш настройки при замере напряженно-деформированного состоянияСтока силыЧастоты магнитного поляКоэффициента усиления
    

Определение НДС (средние значения)

Подпись лица,

У которого замеряли давление

  / /
    (Фамилия И.О.) 
Подпись лица,

У какого врача проходили тест на чувствительность?

  / /
    (Фамилия И.О.) 

Форма 10

Итоги заседания Правительства РФ будут зачитаны из протокола N 2.

Расчет ударной вязкости металла труб

Наименование объекта ____________________

Дата экзамена: _____________ Номер Шурфа: ____

Проектная отметка места шурфования

Магнитно-шумовой прибор: марка ______________ зав. N ___

Диаметр трубы: __________ Марка стали: __________

Измерение

Положение клавиш настройки при замереРежим работы (KCU)Марка сталиКоэффициент усиления
KCU   
Подпись лица,

Проведшего замеры

  / /
    (Фамилия И.О.) 
Подпись лица,

Какие измерения производили в компании

  / /
    (Фамилия И.О.) 

Приложение к программе “Приложения”

Чтобы выяснить механические характеристики основного металла трубопровода, используется портативный тестер твердость.

К.1. Согласно индикаторам твердости металла, метод используется для определения временного сопротивления и предела газопровода.

К.2. Измерения твердости выполняются с использованием портативных измерителей твердости IT50, DIT-02 и Temp-2 от швейцарской компании “Procek”. Инструкции по устройствам измерения твердости включают технические спецификации и предложения для использования. Вы можете использовать переносные тестеры твердости других конструкций в отсутствие начальной калибровки устройства и корректирующих отношений для расчета механических свойств.

K.3 Чтобы снизить вероятность неточных измерений, труба очищается от изоляции, масла и масштаба. Поверхностная листка не должна идти глубже от 1% до 2% от толщины стены. Используйте шлифовальное колесо, файл или наждачную бумагу, чтобы очистить поверхность. Чтобы предотвратить изменения в твердости измеренной области, необходимо принимать меры предосторожности против потенциального поверхностного нагрева.

Риски от влияния инструмента могут проявиться на его поверхности, если чистота обработки поверхности превышает RA = 2 микрона.

K.4. Изменения твердости происходят по всей длине трубы газопровода, либо по ее краю, либо на отдельных участках. Если проводятся измерения твердости, то их должно быть не менее трех. Нет необходимости измерять твердость сразу два раза. Точность подготовки поверхности и установки датчика проверяется, если показания прибора превышают 15 единиц твердости.

K.5. Для определения фактической твердости материала, из которого изготовлены газопроводы, в формуле Лейба используется следующая формула:

L = L 2,21(D/S – 12,7). (К.1)

Если D/S = 12,7, то L = L ,

Где L представляет арифметическое среднее значение твердости, определяемое непосредственным измерением газопроводов;

D — наружный газопровод, мм;

S означает толщину стенки трубы в мм.

К.6. Следующая формула используется для расчета максимальной текучести металла и времени сопротивления с точки зрения твердости:

; (К.2)

, (К.3)

Для углеродистой стали K = 0,2.

К.7. Протокол измерений (форма 5 Приложения D) заполняется измерениями твердости и вычислениями, которые определяют механические характеристики материала трубопровода.

R.8. В соответствии с показаниями твердости, которые хранятся в памяти прибора Temp-2, рассчитываются временные сопротивления.

Технический
эксплуатационный паспорт подземного газопровода (примерная форма)

А.1.Основные 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.3Список документов, которые поставляются со вторым паспортом

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

Акт приемки в эксплуатацию;

Э ХЗ паспорт эксплуатации.

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.4Управление параметрами во время работы

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.);

Какие риски связаны с мерами по предотвращению 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. Технический паспорт.

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 № _______ от /_____/
______________/ 19 ___ г. разработан ______________

Проект системы ЭХЗ № ____________ от
/_____/ _____________________/ 19 ___ г.

______________________

Способ                    ______________________ на
участке от _________ до ________ м

прокладки               ______________________ на
участке от _________ до ________ м

газопровода            ______________________ на участке
от _________ до ________ м

(подземный,           ______________________ на участке от
_________ до ________ м

наземный,               ______________________ на
участке от _________ до ________ м

надземный,

подводный)

Диаметр                  ______________________ мм на
участке от _______ до _______ м

и толщина               ______________________ мм на
участке от _______ до _______ м

стенки труб            ______________________ мм на
участке от _______ до _______ м

газопровода            ______________________ мм на
участке от _______ до _______ м

( DH ´ h о )                  ______________________ мм на участке от _______ до
_______ м

Дата                         /____/
_____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

завершения             /____/
_____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

строительства        /____/
_____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

Владелец владеет сюжетом от _______ до ___ M в следующем адресе: _____________/ 19 _________________ G

/ ____/ _________________________ 19 _ g. Есть часть земли, который простирается от м до м.

Дата пуска              /____/
_____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

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

Газовое оборудование

Пикетирование на участке газопровода (PC)

Посещение, назначение

Тип D’ -установка

Название (марка)

Условный паспорт

Основные элементы Элементы конструкции

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

Барьерное название

Карта-схема расположения объектов на карте

Тип карты

Сколько (шаг) опор, пригрузов

Обнаружены изменения в работе сайта

От

До

Длина, м

Дата

Характеристика

Капитальный ремонт здания начался

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

Газопровод “Территория РФ”

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.

Какие трубы бывают?

Раздел Gase (ПК)

Внешний диаметр труб, мм

Толщина стенки, мм

Нормативный документ для труб

Марка стала дороже в цене

Дата и место премьеры

No сертификата качества (базового шурфа)

Химический состав, %

Механические свойства

От

До

C

Mn

Si

Р

S

s в , МПа

s т , МПа

d , %

KCU ,

Дж/см2

Примечания:
1. В графе «Участок
газопровода» для ответвления заполняется только столбец «От».

2. В графах «Химический
состав» и «Механические свойства» для базового шурфа указать реально
измеренные значения, место шурфа отмечается записью в графе «Участок
газопровода», столбец «До».

Характеристики грунта на
уровне заложения

Секция GASE (CP)

Классификация почвы по группам на GOST 25100-95

Максимальная и минимальная глубина
заложения, м

Ом с удельным сопротивлением

Источник д’Аномалии

Какие требования должны соответствовать посетителям, чтобы посетить школу?

От

До

Примечания:
1. В графе «Класс и
разновидность грунта по ГОСТ
25100-95» в случае, если грунт подстилающего слоя отличается от основного
грунта трассы, следует указать и его характеристики.

2. В графе «Источник аномалий»
указать характер их возникновения – электрифицированный транспорт, подъем
фунтовых вод, сезонное промерзание, сейсмическая активность, подрабатываемая
территория.

3. В графе «Особые условия»
указать величину блуждающих токов, максимальный прогнозируемый уровень
грунтовых вод, глубину промерзания, степень пучинистости (просадочности,
набухаемости).

Характеристика
изоляционного покрытия

Секция газовой трубы (ПК)

Длина, м

Сайт изоляции

Типы, структура и материалы

Общая толщина, мм

Переходное сопротивление, Ом 2 м

Прикрепление к трубке, MPA

Сила, когда бедро, j

Отсутствие пробоя при испытательном
напряжении, кВ

От

До

Примечания:
1. В графе «Тип,
структура и материалы» указать послойно использованные материалы.

2. Если при заполнении таблицы
показатели адгезии и прочности при ударе будут иметь другую размерность, то
ее указать особо.

3. В графе «Место изоляции»
указать: стыковой шов или металл трубы.

4. Для базового шурфа указать
реально измеренные значения.

Характеристика системы
электрохимической защиты

Дата измерения величины защитного
потенциала

Тип и марка электрического защитного устройства

Месторасположение по карте-схеме (ПК)

К П КИП

Значение и ценность защитного потенциала

Устройства EHZ

Точки измерения

j n

j S

Примечания:
1. При вводе пассивных
устройств электрозащиты (протекторов) в графе «Дата измерения величины
защитного потенциала» эта дата отмечается обязательно.

2. В графе «Величина защитного
потенциала» указываются измеренные значения поляризационного или суммарного
потенциала ( j n или j S ) во
всех контрольно-измерительных пунктах участка защиты.

Сведения о выполнении
ремонтных и профилактических работ

Дата

По карте-схеме (ПК) покажем месторасположение.

Метод обнаружения

Тип повреждения

Описание выполненных ремонтных и профилактических
работ

Примечание.
Для плановых работ в
графе «Способ обнаружения» указать наименование работы. Графа «Вид
повреждения» в этом случае не заполняется.

Оцените статью
Анемометры
Добавить комментарий

Adblock
detector