Комплексное диагностическое обследование трубопроводов и обвязок технологического оборудования грс методами неразрушающего контроля

ВВЕДЕНИЕ

С 21 июля 1997 г. на территории России действует Федеральный Закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Законом определены основные требования безопасной эксплуатации промышленных объектов с опасными условиями производства. К объектам такого рода относятся газораспределительные станции (далее - ГРС). Задача обеспечения промышленной безопасности ГРС может быть решена путем своевременного проведения технического обслуживания и диагностирования ГРС.

Безопасность эксплуатации ГРС определяется, главным образом, техническим состоянием технологических подземных¹ и надземных трубопроводов, обвязок оборудования ГРС с запорной арматурой (далее ТПО), сосудов, работающих под давлением (пылеуловителей, фильтров очистки газа, одоризационных бачков, подземных емкостей хранения одоранта и сбора конденсата). Вследствие многообразия условий нагружения и эксплуатации ТПО и оборудования ГРС безопасность ГРС может быть обеспечена только в результате проведения диагностирования и анализа результатов контроля с выдачей Заключения о техническом состоянии.

¹ Поземные трубопроводы от территории промплощадки до охранных кранов относятся к ТПО ГРС

Техническое диагностирование ТПО ГРС подразделяется на комплексные обследования и технические инспекции. В комплексное обследование ГРС входят оперативная диагностика и обследование трубопроводов ГРС с использованием методов и средств неразрушающего контроля: ультразвуковая дефектоскопия, ультразвуковая толщинометрия, вибрационный контроль, визуальный и измерительный контроль, твердометрия, магнитная структуроскопия, а также контроль состояния и электрических параметров установок катодной защиты и проведение электрометрических измерений для выявления мест повреждения изоляции подземной части трубопроводов.

Дополнительно могут применяться магнитные, капиллярные, радиографические и другие методы, позволяющие подтвердить наличие различных дефектов.

Настоящая методика устанавливает методы контроля, объем, порядок и требования к проведению технического диагностирования, обработке и оформлению результатов контроля.

Методика распространяется на технологические подземные и надземные трубопроводы, обвязки оборудования ГРС и не охватывает сосуды, работающие под давлением (СВД). Техническое освидетельствование и диагностирование СВД, работающих в составе ГРС, независимо от места их регистрации (в ЛПУ или органах Госгортехнадзора) выполняют организации, имеющие лицензию на проведение данного вида работ, по специальным методикам с оформлением по результатам обследования отдельных отчетов и заключений.

При разработке Методики были учтены замечания газотранспортных предприятий ОАО «Газпром» и использованы материалы «Методики технического диагностирования трубопроводов обвязок оборудования ГРС», разработанной СЛ «Трубнадзор», стандарта предприятия «Диагностика технического состояния газопроводов. Методика обследования технологических трубопроводов и сосудов, работающих под давлением», разработанного филиалом ООО «ВНИИГАЗ» «СеверНИПИгаз», «Инструкции по диагностированию технологических трубопроводов ГРС, определения технического состояния и сроков последующего освидетельствования на предприятии ООО «Баштрансгаз», разработанной ООО НПК «Диаконт».

Настоящая Методика разработана ДОАО «Оргэнергогаз» (к.т.н. В.А. Усошин), ООО Уралтрансгаз» (Д.Д. Гайдт), ЗАО НПЦ «Молния» (д.т.н. В.В. Коннов), СЛ «Трубнадзор» (к.т.н. Ф.Е. Сметанин), ООО «ВНИИГАЗ - СеверНИПИгаз» (к.т.н. Ю.В. Платовский), ООО НПК «Диаконт» (Д.Ю. Валекжанин) и редакционной коллегией в составе:

ООО «Газпром» к.т.н. В.В. Салюков, А.Н. Колотовский, к.т.н. М.Ю. Митрохин, В.И. Степанов), ДОАО «Оргэнергогаз» (к.т.н. И.Ф. Егоров, Н.Г. Петров, В.М. Клищевская, Ю.И. Есин, Н.И. Цыбулько - ответственный исполнитель), ООО «Уралтрансгаз» (П.М. Созонов, В.И. Мельник, Ю.Е. Кирпичев, В.М. Горбунов), СЛ Трубнадзор (к.т.н. Н.Л. Зайцев, В.В. Кудрявцев, В.К. Костицын, К.В. Постаутов, П.Ф. Сметанин), ЗАО НПЦ «Молния» (В.В. Коннов, А.Б. Упадышев, В.Г. Шепотинник), ООО «ВНИИГАЗ-СеверНИПИгаз» (Ю.А. Теплинский, А.С. Кузьбожев), ООО «Газнадзор» (В.В. Кузнецов, В.А. Евсегнеев, Э.А. Хацкевич), Уральское Управление ГГТН РФ по магистральным трубопроводам (А.Д. Пятов).

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Виды технического состояния -исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т. п.

Вмятина- дефект поверхности, представляющий собой локальное пологое углубление без нарушения сплошности металла элемента трубопровода, который образовался от удара. Вмятина может деформировать стенку с прогибом вовнутрь с утонением или без утонения ее.

Воронка напряжений- разность потенциалов между электродом сравнения, перемещаемым параллельно трубопроводу на определенном расстоянии от него, и электродом сравнения, установленным над трубопроводом.

Дефект -каждое отдельное несоответствие объекта контроля установленным требованиям.

Защитный потенциал- напряжение, измеренное во внешней цепи между трубопроводом, находящемся в грунте, и электродом сравнения при включенной катодной защите.

Коррозионное растрескивание -коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и механических напряжений от воздействия внешних или внутренних сил с образованием транскристаллитных или межкристаллитных трещин.

Контроль технического состояния - проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определения на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.

Коррозия металлов -разрушение металлов вследствии химического или электрохимического взаимодействия их с коррозионной средой.

Коррозионная язва- местное коррозионное разрушение, имеющее вид отдельной раковины.

Критерии отказа -совокупность признаков, характеризующих неработоспособное состояние оборудования.

Критерии предельного состояния -совокупность признаков, при которых использование по назначению должно быть прекращено в связи с возможным возникновением отказа (аварии).

Местная коррозия -коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности металла.

Наработка -интервал времени, в течение которого объект находится в состоянии нормального функционирования.

Неравномерная коррозия - сплошная коррозия, протекающая с неодинаковой скоростью по всей поверхности металла.

Коррозия пятнами -местная коррозия металла в виде отдельных пятен.

Остаточный ресурс -суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

Отказ изделия- нарушение его работоспособного состояния.

Переходное сопротивление анодного заземления -сопротивление растеканию тока через контур анодного заземления.

Поляризационный потенциал -это часть защитного потенциала за вычетом омической составляющей напряжения, т.е. падения напряжения, обусловленного протеканием тока через защитное покрытие и слой грунта, между металлической поверхностью трубы и электродом сравнения.

Потенциально опасные участки -участки ТПО ГРС, находящиеся под воздействием основных неблагоприятных факторов, снижающих работоспособность трубопроводов.

Предельное состояние -состояние объекта, при котором либо его дальнейшая эксплуатация, либо восстановление работоспособного состояния невозможны или нецелесообразны.

Прогнозирование технического состояния -определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на прогнозируемый интервал времени.

Равномерная коррозия - сплошная коррозия, протекающая с одинаковой скоростью по всей поверхности металла.

Ресурс- суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

Сплошная коррозия -коррозия, охватывающая всю поверхность.

Техническая диагностика -область знаний, охватывающая теорию, методы, средства и технологии определения технического состояния.

Техническое диагностирование- определение технического состояния объекта.

Техническое состояние-состояние объекта в заданный момент времени.

Точечная коррозия (питтинг)-местная коррозия металла в виде отдельных точечных поражений.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В соответствии с настоящей «Методикой...» объектами диагностирования являются ТПО ГРС:

- отработавшие 5 лет после ввода в эксплуатацию;

- выработавшие установленный изготовителем ресурс эксплуатации (в годах или циклах нагружения);

- эксплуатирующиеся более 20 лет независимо от условий эксплуатации, назначения и конструктивного исполнения;

- при проведении очередного (планового) обследования;

- после аварий и последующего проведения ремонтно-восстановительных работ;

- обследуемые согласно письмам и указаниям Госгортехнадзора РФ;

- по распоряжению главного инженера газотранспортного предприятия, основанного на мероприятиях, разработанных комиссиями ОАО «Газпром».

1.2. Задачами диагностирования ТПО ГРС являются:

- проведение обследования технического состояния трубопроводов и обвязок технологического оборудования методами неразрушающего контроля;

- выявление и определение причин возникновения дефектов, оценка их влияния на работоспособность трубопроводов;

- анализ результатов диагностирования и оценка технического состояния;

- выдача рекомендаций по результатам диагностирования видов и объемов ремонта трубопроводов, обвязок оборудования ГРС.

1.3. «Методика...» позволяет:

- определить потенциально опасные участки ТПО ГРС;

- установить основные факторы, влияющие на работоспособность ГРС;

- определить сроки очередного обследования ГРС.

1.4. Потенциально опасные участки ТПО ГРС:

- участки трубопроводов с недопустимо большими стрелами прогиба;

- переходы «земля-воздух»;

- стыки приварки заглушек к трубам;

- стыки, подвергавшиеся ранее ремонту;

- стыки, расположенные в зонах коррозионного и эрозионного износа;

- стыки, выполненные с отклонениями от требований нормативной документации (НД) (неудовлетворительным формированием шва, изломом осей соединяемых элементов, недопустимым смещением кромок, овальностью, в том числе исправленной путем подбивки кромок);

- участки стыков в зонах пересечения продольных и кольцевых швов;

- стыки, расположенные в местах промокания тепло- и звукоизоляции.

- отводы;

- тройники, тройниковые соединения;

- переходы;

- краны и другая запорная арматура.

1.5. Факторы, оказывающие основное влияние на работоспособность трубопроводов ГРС:

- динамические напряжения, обусловленные повышенной вибрацией трубопроводов, способствующие образованию усталостных трещин (характерны для участков трубопроводов на линиях редуцирования газа, установки дроссельных шайб, обводной линии, линии дополнительного потребления газа, где регулирование давления и расхода производится не регуляторами давления, а задвижками и кранами);

- дополнительные статические напряжения, возникающие вследствие просадки (выпучивания) опор и подземных коллекторов, обусловленных подвижками грунтов, утонения стенки в результате коррозионно-эрозионного износа, неравномерных тепловых деформаций в присоединенных трубопроводах, нарушении условий закрепления на опорах;

- повышенная концентрация напряжений в сварных швах, обусловленная наличием в них технологических дефектов типа пор, непроваров, подрезов и т.д.;

- недопустимые, согласно нормативным документам и требованиям настоящей «Методики...», дефекты в основном металле и сварных соединениях;

- водородное и коррозионное растрескивание;

- изменение геометрических размеров труб (овальность, вмятины);

- изменение значений физико-механических характеристик металла труб и сварных соединений в процессе длительной эксплуатации;

- несоответствие толщины стенки и физико-механических характеристик металла труб проектно-строительной и нормативной документации;

- неудовлетворительное качество катодной защиты;

- повреждение изоляции на трубах.

Эрозионный износ в наибольшей степени проявляется на отводах.

Коррозия и коррозионное растрескивание характерны для подземной части трубопроводов, переходов «земля - воздух» и надземных участков ТПО с тепловой и противошумной изоляцией из гигроскопичных материалов. При этом решающее значение на протекание коррозионных процессов и работоспособность подземных трубопроводов оказывают срок эксплуатации, неудовлетворительное качество катодной защиты, нарушения сплошности антикоррозионного покрытия, повреждения защитных кожухов и изоляции, попадание влаги под изоляцию.

1.6. Срок очередного обследования определяют (назначают) исходя из технического состояния ТПО ГРС на момент выдачи заключения. В связи с этим, оценку технического состояния трубопроводов ГРС в настоящей "Методике ..." проводят по параметрам технического состояния, обеспечивающим их надежную и безопасную эксплуатацию согласно нормативно-технической документации и (или) проектной документации.

1.7. Элементы ТПО считаются исправными и пригодными к дальнейшей эксплуатации в составе ГРС, если по результатам технического диагностирования подтверждается соответствие состояния основного металла и сварных соединений нормативным требованиям, а коррозионный и эрозионный износ, изменение геометрических размеров элементов трубопровода обеспечивают нормативные запасы прочности.

1.8. При положительных результатах технического диагностирования трубопроводы и обвязки оборудования могут быть допущены к дальнейшей эксплуатации в составе ГРС. Допускаемый срок продления эксплуатации (не более 5 лет) устанавливает организация, выполняющая техническое диагностирование.

ОПЕРАТИВНАЯ ДИАГНОСТИКА ГРС

2.1. В результате сбора сведений об ГРС получают предварительные данные о технологических параметрах ГРС, условиях воздействия на трубопроводы окружающей среды, состоянии средств электрохимической защиты (ЭХЗ), схемах прокладки подземных трубопроводов, выбирают методы контроля, уточняют объемы диагностирования. Оперативную диагностику проводят в соответствии с «Типовой программой по проведению оперативного диагностирования ТПО ГРС» (Приложение А).

2.2. При сборе сведений необходимо провести работу:

- по изучению паспорта и технической документации;

- получению информации (замечаний) о работе ГРС от операторов;

- регистрации параметров технологического процесса (давление на входе и выходе ГРС, количество прокачиваемого газа и др.);

- осмотру внешнего вида надземных трубопроводов (состояние изоляции, покраски, фланцев, запорной арматуры, опор);

- выявлению просадок (выпучиваний) подземных коллекторов;

- выявлению повышенных вибраций для участков трубопроводов на линиях редуцирования газа, установки дроссельных шайб, обводной линии, линии дополнительного потребления газа, где регулирование давления и расхода производится не регуляторами давления, а задвижками и кранами;

- осмотру состояния опор надземных трубопроводов (наличие трещин, наличие контакта с трубопроводом и т. д.);

- сбору и изучению схем подземных коммуникаций.

Работа по изучению технической документации включает изучение:

- технологической схемы ГРС;

- конструкторско-технологической документации (паспортные данные, технологические регламенты, замечания по ним органов надзора, места расположения и размеры сварных швов, марки сталей, проектные значения напряжений и коэффициентов запаса прочности);

- исполнительной схемы сварных стыков;

- информации об условиях работы трубопроводов с начала эксплуатации ГРС (наработка, режимы эксплуатации, количество плановых, вынужденных и аварийных пусков и остановок, соответствие фактических значений давления, расхода газа паспортным данным);

- результатов регламентных и специальных диагностических обследований, проводившихся с начала эксплуатации ГРС, а также содержание ремонтно-восстановительных работ;

- актов расследования аварий на обследуемой или однотипной ГРС (место возникновения, причины, характер разрушений, результаты исследования физико-механических характеристик металла на образцах, вырезанных из очага разрушения).

2.3. По результатам оперативной диагностики составляют:

- перечень просмотренной документации;

- сведения о наличии (отсутствии) необходимых документов;

- план схему ТПО ГРС с указанием элементов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ О ТЕХНИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ И ВОЗМОЖНОСТИ ПРОДЛЕНИЯ СРОКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГРС

5.1. На выполненные при техническом диагностировании работы организация, проводившая эти работы, составляет Технический отчет и Заключение.

5.2. Технический отчет по результатам диагностирования должен содержать подписи исполнителей и утверждающую подпись руководителя организации, выполнявшей работы по обследованию ТПО ГРС.

5.3. Технический отчет, обобщающий результаты оперативной диагностики и обследования ГРС, по рекомендуемой методикой форме, должен содержать:

- результаты технического диагностирования трубопроводов и обвязок ГРС;

- основные сведения о трубопроводах и обвязках оборудования обследуемой ГРС;

- расчеты на прочность (при необходимости);

- выводы и рекомендации;

- копии лицензий от органов Госгортехнадзора РФ с перечнем разрешенных видов деятельности;

- копии удостоверений по видам контроля.

Информация о ТПО ГРС должна содержать:

- тип ГРС;

- год ввода в эксплуатацию;

- рабочее и проектное давление на входе и выходе;

- температуру газа на входе и выходе;

- производительность проектную и фактическую;

- геометрические размеры (диаметр, толщина стенки) и материал основных конструктивных элементов трубопроводов ГРС;

- объемы, методы и результаты неразрушающего контроля при проведении строительно-монтажных работ на ГРС;

- сводные данные по результатам предыдущих обследований и контроля;

- специфические особенности эксплуатации (если таковые имели место);

- сведения из проектной, эксплуатационной и другой документации о защите и коррозионном состоянии подземной части трубопроводов;

- результаты внешнего осмотра трубопроводов (состояние изоляции, покраски, фланцев и резьбовых соединений, опор надземных трубопроводов, наличие вибрации, просадки (выпучивания) подземных коллекторов) и т.д.

По результатам диагностики приводят следующие данные:

- типы (марки) испытательного оборудования и дефектоскопической аппаратуры, использованной при данном техническом диагностировании, их заводской номер;

- наименования, шифры нормативно-технической документации, по которой производился контроль;

- описание дефектов, обнаруженных при проведении визуального и измерительного контроля и места утечек газа;

- описание дефектов в сварных соединениях и дефектов в основном металле, обнаруженных методами неразрушающего контроля;

- сводные данные по результатам ультразвуковой толщинометрии;

- результаты измерения твердости металла;

- результаты исследований механических свойств, химического состава и структуры металла (если таковые проводились);

- схемы трубопроводов и технологической обвязки оборудования ГРС, включая узлы переключения, очистки, редуцирования газа с разметкой и нумерацией сварных стыков;

- месяц и год допустимого срока эксплуатации.

Приводят сформулированные выводы и рекомендации с указанием разрешенных параметров, условий и сроков дальнейшей эксплуатации ГРС или объемов ремонта.

5.4. Заключение с решением о продлении срока службы готовится по результатам оценки технического состояния трубопроводов и обвязок оборудования ГРС и определяется расчетной величиной:

- величиной напряженно-деформированного состояния (НДС) в конструкции трубопровода при комплексном нагружении от давления, изгиба трубопровода от распределенных массовых характеристик и смещения опор, изменения НДС от уменьшения фактической толщины стенок;

- режимами вибронагружения с оценкой допустимости уровней вибронагружения и учетом статических нагрузок;

- состоянием сварных соединений и основного металла и влияниемэтого состояния на прочность трубопроводов (результаты ВИК, и УЗК дефектоскопии);

- состоянием средств катодной защиты;

- состоянием изоляционного покрытия.

Форма составления Заключения произвольная. В заключении рекомендуется привести следующие данные:

- краткая информация о технических данных диагностируемой ГРС;

- перечень выполненных диагностических работ;

- подтверждение соответствия объемов и методов проведенных диагностических работ «Типовой программе...» и нормативной документации, регламентирующей выполнение этих работ;

- сведения о дефектах и отклонениях от НТД и при строительстве и эксплуатации ГРС;

- вывод о возможности (невозможности) дальнейшей эксплуатации трубопроводов и обвязок оборудования в составе ГРС;

- рекомендации по дальнейшей эксплуатации.

5.5. Заключение по рекомендуемой методикой форме должно содержать подписи исполнителей работы и утверждающую подпись руководителя организации, проводившей техническое диагностирование.

5.6. Заключение служит основанием для принятия владельцем ГРС решения о дальнейшей эксплуатации трубопроводов и обвязок оборудования в составе ГРС, их ремонте, снижении рабочих параметров, демонтаже.

5.7. Заключение является неотъемлемой частью документации на трубопроводы и обвязки оборудования и вкладывается организацией-владельцем в паспорт технического состояния.

5.8. Образцы оформления результатов технического освидетельствования элементов ТПО ГРС приведены в приложении.

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

6.1. При работе на территории ГРС необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» РД 08-200-98 и «Правилами безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов».

При проведении работ по данной методике необходимо руководствоваться «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденными Госэнергонадзором от 12.04.69.

Организация - владелец ГРС обеспечивает подготовку трубопроводов к обследованию и безопасное проведение работ, а именно:

- оформляет наряд-допуск на проведение работ по диагностированию за подписью главного инженера ЛПУ МГ или лица, исполняющего его обязанности;

- проводит инструктаж по технике безопасности для лиц, выполняющих обследование трубопроводов;

- при необходимости осуществляет подачу газа по обводной линии ГРС;

- обеспечивает установку строительных лесов или применение специальных подъемных устройств и механизмов для проведения диагностических работ на высоте;

- производит зачистку элементов трубопроводов в местах проведения дефектоскопического контроля и измерения твердости;

- обеспечивает вывеску предупредительного плаката: «ГРС В РЕМОНТЕ», а также снятие предупредительного плаката только с разрешения ответственного лица (начальника службы ГРС, оператора ГРС);

- проведение работ по обследованию трубопроводов только в дневное время;

- немедленное прекращение работ на территории ГРС:

- при сигнале, извещающем об аварии;

- при повышении концентрации газа более 20 % от нижней концентрации предела взрываемости;

- при появлении признаков отравления, ухудшения собственного самочувствия или обнаружении недомогания у коллег по работе;

- при указании представителя газоспасательной службы или работников ТБ, оператора ГРС;

- в других случаях, предусмотренных инструкцией или нарядом-допуском предприятия.

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ)
ТИПОВАЯ ПРОГРАММА РАБОТ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ОПЕРАТИВНОЙ ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГРС

№ п/п	Наименование и цель работы	Объем работ	Исполнитель
1.	Анализ технической документации на трубопроводы и обвязки оборудования ГРС. Цель изучения технической документации: - выявление наиболее нагруженных участков; - выявление наиболее вероятных отказов и повреждений; - выбор объемов и методов контроля при обследовании ГРС	Изучению подлежат:	«Исполнитель» при участии «Заказчика»
- паспорт и технологическая схема ГРС;
- сведения из проектной, эксплуатационной и другой технической документации о защите и коррозионном состоянии трубопроводов;
- материалы предыдущих обследований ЭХЗ и выданные рекомендации;
- «Паспорта технического состояния» трубопроводов ГРС;
- конструкторско-технологическая документация (паспортные данные, технологические регламенты, замечания по ним органов надзора, места расположения и размеры сварных швов, марки сталей трубопроводов, проектный уровень напряжений и коэффициентов запаса прочности);
- схемы сварных стыков;
- наработка с начала эксплуатации, режимы работ, количество плановых, вынужденных и аварийных пусков и остановок;
- результаты регламентных и специальных диагностических исследований, проводившихся с начала эксплуатации ГРС, а также содержание ремонтно-восстановительных работ;
- аварии на обследуемых или однотипных ГРС. Фиксируют данные, которыми располагает персонал ГРС, а именно:
- режимы работы ГРС, при которых возникает вибрация;
2.	Сбор информации (замечаний) о работе ГРС от операторов	- отклонения от СНиП и ВСН при проведении строительно-монтажных работ;	«Исполнитель» при участии «Заказчика»
- наличие механических повреждений, которые сложно обнаружить при визуальном контроле;
- иные подобные сведения
3.	Регистрация параметров технологического процесса	Регистрируют:	«Исполнитель»
- давление на входе и выходе ГРС
4.	Визуальный контроль надземных трубопроводов	Выявляют:	«Исполнитель»
- состояние изоляции и покраски;
- состояние фланцев, утечки газа
5.	Осмотр состояния опор надземных трубопроводов	Выявляют наличие трещин в опорах, наличие контакта с трубопроводом	«Исполнитель»
6.	Наружный осмотр и ВИК всех надземных трубопроводов. Контроль и осмотр проводят с целью выявления:	Осмотру и измерениям подлежат:	«Исполнитель»
- все поверхности диагностируемых надземных трубопроводов ГРС;
- все сварные швы;
- глубины и вида вмятин;	- места вварки штуцеров;
- глубины и вида коррозии;	Осмотр и измерения (при необходимости) проводят по всей протяженности швов
- наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, пористости и др. технологических дефектов;
- излома осей соединяемых элементов;
- отступлений от геометрических размеров швов, предусмотренных чертежами и НД;
- геометрических размеров и формы элементов трубопроводов

ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ)
ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ КОМПЛЕКСНОГО ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГРС

№ п/п	Наименование и цель работы	Объем работ	Исполнитель
1.	Анализ технической документации на трубопроводы и обвязки оборудования ГРС. Цель изучения технической документации:	Изучению подлежат:	«Исполнитель» при участии «Заказчика»
- паспорт и технологическая схема ГРС;
- сведения из проектной, эксплуатационной и другой технической документации о защите и коррозионном состоянии трубопроводов;
- выявление наиболее нагруженных участков;
- выявление наиболее вероятных отказов и повреждений;
- материалы предыдущих обследований ЭХЗ и выданные рекомендации;
- выбор объемов и методов контроля при обследовании ГРС
- «Паспорта технического состояния» трубопроводов ГРС;
- конструкторско-технологическая документация (паспортные данные, технологические регламенты, замечания по ним органов надзора, места расположения и размеры сварных швов, марки сталей трубопроводов, проектный уровень напряжений и коэффициентов запаса прочности);
- схемы сварных стыков;
- наработка с начала эксплуатации, режимы работ, количество плановых, вынужденных и аварийных пусков и остановок;
- результаты регламентных и специальных диагностических исследований, проводившихся с начала эксплуатации ГРС, а также содержание ремонтно-восстановительных работ;
- аварии на обследуемых или однотипных ГРС.
2.	Сбор информации (замечаний) о работе ГРС от операторов	Фиксируют данные, которыми располагает персонал ГРС, а именно:	«Исполнитель» при участии «Заказчика»
- режимы работы ГРС, при которых возникает вибрация;
- отклонения от СНиП и ВСН при проведении строительно-монтажных работ;
- наличие механических повреждений, которые сложно обнаружить при визуальном контроле;
- иные подобные сведения
3.	Регистрация параметров технологического процесса	Регистрируют:	«Исполнитель»
- давление на входе и выходе ГРС
4.	Визуальный контроль надземных трубопроводов	Выявляют:	«Исполнитель»
- состояние изоляции и покраски;
- состояние фланцев, утечки газа
5.	Осмотр состояния опор надземных трубопроводов	Выявляют наличие трещин в опорах, наличие контакта с трубопроводом	«Исполнитель»
6.	Диагностика подземных трубопроводов. Электрометрическое обследование
6.1.	Уточнение с помощью приборов расположения подземных трубопроводов	100 % подземных трубопроводов	«Исполнитель»
6.2.	Разметка трассы подземных трубопроводов «вешками»	100 % подземных трубопроводов	«Исполнитель»
6.3.	Разработка уточненной план - схемы подземной части трубопроводов технологической обвязки ГРС и размещение устройств ЭХЗ	На уточненной план - схеме наносят:	«Исполнитель»
- положение изолирующих фланцев;
- зоны проведения электрометрических измерений
6.4.	Разметка и подготовка на поверхности земли зон для проведения электрометрических измерений	В местах измерения защитного и поляризационного потенциалов подготавливают «лунки». При наличии на территории ГРС асфальтового покрытия в местах измерений проделывают отверстия.	«Заказчик, Исполнитель»
6.5	Измерение сопротивления растеканию тока контура анодного заземления, защитного заземления корпуса СКЗ, в соответствии с [16] для определения эффективности работы установки катодной защиты	Измерения производят на участке установки электродов анодного заземления, защитного заземления, УКЗ	«Исполнитель»
6.6.	Измерение защитного и поляризационного потенциалов в соответствии с [16-20]. Измерения проводят с целью оценки степени защищенности трубопроводов от коррозии	Согласно картам измерений с шагом 1-5 метра по длине подземной части трубопровода. При наличии на ГРС нескольких УКЗ выявляют зоны действия каждой УКЗ	«Исполнитель»
6.7.	Назначение мест контрольных шурфов по обобщенным характеристикам состояния и местам повреждения изоляционного покрытия трубопровода	Контрольные шурфы назначают в местах нахождения наибольших сквозных дефектов изоляции, участках с наибольшей вероятностью наличия коррозионных повреждений	«Исполнитель»
6.8.	Подготовка шурфов	Шурфовку проводят в назначенных местах - 100%	«Заказчик»
6.9.	Обследование состояния изоляционного покрытия трубопровода в шурфах	Контроль изоляции проводят во всех отрытых шурфах путем внешнего осмотра	«Исполнитель»
6.10.	Обработка полученной информации, подготовка материалов для составления отчета	В отчет включают результаты всех работ, выполненных при проведении электрического обследования	«Исполнитель»
7.	Диагностирование подземных трубопроводов неразрушающими методами контроля
7.1.	Подготовка контрольных шурфов	100 % шурфов в намеченных местах	«Заказчик»
7.2.	Очистка трубопроводов от изолирующего покрытия и подготовка поверхности для проведения контроля (в т.ч. в шурфах, подготовленных по результатам электрометрических измерений)	Подготовку поверхностей производят в местах согласно схемам контроля и в соответствии с требованиями к качеству подготовки поверхности для конкретного вида контроля	«Исполнитель» и «Заказчик»
7.3.	Наружный осмотр, визуальный и измерительный контроль (ВИК) всех поверхностей трубопроводов в шурфах, вскрытых и подготовленных для диагностирования, в соответствии с [26]:	Внешнему осмотру и измерениям подлежат:	«Исполнитель»
- все элементы трубопроводов в шурфах;
- сварные швы приварки фасонных деталей и сварные швы в сварных фасонных деталях. Осмотр и измерение сварных соединений производят по всей протяженности швов
- отступлений от проектных значений Контроль и осмотр проводят с целью выявления:
- глубины и вида вмятин;
- глубины и вида коррозии;
- наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, пористости и др. технологических дефектов;
- излома осей соединяемых элементов;
- отступлений от геометрических размеров швов, предусмотренных чертежами и НД;
- геометрических размеров и формы элементов трубопроводов
7.4.	Ультразвуковая толщинометрия стенки нагруженных элементов трубопровода в шурфах в соответствии с [31, 32]. Цель проведения толщинометри