Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов Техническое диагностирование Основные положения Настоящий проект стандарта не подлежит применению до его принятия Предисловие

Вид материала

Документы

Содержание Диагностирование соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций для ремонтных конструкций для соединительных деталей для патрубков (вантузов, узлов отбора давления, сигнализаторов прохождения СОД) для бобышек для чопов Диагностирование ёмкостей сбора нефти и нефтепродуктов с камер пуска и приёма средств очистки и диагностирования Диагностирование трубопроводов обвязки камер приёма и пуска средств очистки и диагностирования и узлов пропуска Состав работ по подготовке и выполнению технического диагностирования технологических и вспомогательных нефтепроводов и нефтепро 8Порядок проведения дополнительного дефектоскопического контроля, требования к персоналу и оборудованию 9Оформление результатов технического диагностирования и порядок хранения, архивирования и уничтожения отчётных материалов по тех

Подобный материал:

• Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов эксплуатация и техническое, 1337.65kb.
• Постановлением Госстандарта России от в настоящем стандарте реализованы нормы Федерального, 305.21kb.
• Типовая программа и методика испытаний Настоящий проект стандарта (правил, рекомендаций), 787.61kb.
• Типовая программа и методика испытаний Настоящий проект стандарта (правил, рекомендаций), 646.54kb.
• Инженерные изыскания для строительства магистральных трубопроводов Настоящий проект, 4113.98kb.
• Название предприятия, 407.46kb.
• Итоги выставок «Трубопроводный транспорт» и«Mera» 15 17 апреля, 2008, 75.78kb.
• «Укрметртестстандарта», 230.8kb.
• Магистральный нефтепроводный транспорт термины и определения рд-01. 120. 00-ктн-228-06, 6467.29kb.
• Магистральный нефтепроводный транспорт наименования зданий, сооружений, строительных, 842.78kb.

Диагностирование соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций

В состав работ по техническому диагностированию включаются:

1. для ремонтных конструкций:

1. ВИК;
   
2. УТ корпусных деталей и участка трубопровода в объеме 100 %;
   
3. УЗК сварных соединений;
   
4. МК или капиллярный методы диагностирования угловых и нахлесточных сварных соединений;
   

1. для соединительных деталей:

1. ВИК;
   
2. УТ корпусных деталей, патрубков;
   
3. УЗК сварных соединений;
   
4. МК или капиллярный методы диагностирования угловых и нахлесточных сварных соединений;
   

1. для патрубков (вантузов, узлов отбора давления, сигнализаторов прохождения СОД):

1. ВИК;
   
2. УТ корпусных деталей, патрубков;
   
3. УЗК сварных соединений;
   
4. МК или капиллярный методы диагностирования сварных соединений;
   

1. для бобышек:

1. ВИК;
   
2. УТ;
   
3. УЗК сварных соединений;
   
4. МК или капиллярный методы диагностирования сварных соединений;
   

1. для чопов:

1. ВИК;
   
2. УТ высоты чопа и толщины стенки трубопровода;
   
3. МК или капиллярный методы диагностирования сварных соединений.
   
4. В процессе проведения технического диагностирования объем работ по НК может быть откорректирован в зависимости от результатов ВИК.
   

1. Диагностирование ёмкостей сбора нефти и нефтепродуктов с камер пуска и приёма средств очистки и диагностирования

1. Перед техническим диагностированием исполнитель диагностирования проводит изучение ПД и исполнительной документации на ёмкости сбора нефти и нефтепродуктов с КПП СОД, а также производит ВИК данных ёмкостей и определяет объём работ по дальнейшему НК ёмкостей.
   
2. Перед проведением диагностирования ёмкость зачищается от отложений, пропаривается, опорожняется от воды, дегазируется, а для надземных ёмкостей дополнительно проводится зачистка всех сварных соединений на расстояние не менее 100 мм в обе стороны от сварного шва.
   
3. Перед внутренним осмотром (ВИК) ёмкость должна быть отключена заглушками от всех трубопроводов, освобождена от заполняющей ее рабочей среды, провентилирована. Концентрация газов в ёмкости не должна превышать безопасный уровень по ГОСТ 12.1.005, ГОСТ 12.1.007. Стенки ёмкости с внутренней стороны должны быть зачищены.
   
4. ВИК подлежат все сварные соединения и наружная поверхность корпуса и днищ безнапорной ёмкости (с надземной установкой безнапорной ёмкости) с целью выявления наличия и определения параметров дефектов, согласно НД ЭО в соответствии с
   РД 03-606-03 [6]:
   

• отпотин и утечек нефти (нефтепродукта);
  
• механических повреждений поверхностей (риски, задиры);
  
• изменения геометрической формы (овальность цилиндрических элементов, в том числе изгибов труб, прямолинейность (прогиб) образующей конструкции (элемента));
  
• коррозионных повреждений (глубину коррозионных язв и размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину);
  
• трещин любого вида и направления;
  
• наплавов, прожогов, незаплавленных кратеров;
  
• подрезов;
  
• свищей и пористости наружной поверхности шва.
  

1. При определении состояния поверхностей фланцевых соединений горловин с крышками, опор и фундаментов безнапорных ёмкостей выявляют:
   

• утечки, наличие и состояние крепёжных деталей во фланцевых соединениях;
  
• плотность прилегания опор корпуса безнапорной ёмкости к опорам, фундаменту;
  
• целостность, отсутствие просадки, трещин, разломов, прогибов, искривления, расслоения, нарушения защитного слоя, увлажнения и разрушения, сколов фундамента;
  
• наличие деформации, поломку опор.
  

1. УЗК подвергается не менее 50 % каждого сварного соединения корпусных элементов безнапорной ёмкости; 100 % сварных соединений горловин и патрубков более
   DN 100 с корпусом.
   
2. УЗК основного металла корпусных элементов безнапорной ёмкости и опор проводится в дефектных зонах, выявленных по результатам ВИК.
   
3. УТ выполняется на корпусе, днищах, горловинах и патрубках безнапорных ёмкостей. Выбирают места с наибольшей вероятностью возникновения коррозии, а именно: в нижней части корпуса и горизонтальных патрубках.
   
4. При диагностировании ёмкостей сбора нефти и нефтепродуктов с КПП СОД проводится определение влияния на ЭХЗ защитных заземлений оборудования МН.
   
5. Измерение толщины стенки корпуса вспомогательной ёмкости осуществляется также в зонах, где при ВИК обнаружено эрозионное или коррозионное повреждение.
   
6. Утонение толщины стенки на 30% и более в результате коррозии является недопустимым дефектом.
   
7. Корпусные элементы и сварные соединения по результатам ВИК, УЗК подлежат контролю дополнительными методами: МК или капиллярным методом диагностирования (по усмотрению специалиста НК).
   
8. Выявленные трещины должны контролироваться УЗК для определения размеров распространения их в глубину и остаточной толщины.
   
9. Капиллярный метод применяется для обнаружения поверхностных или сквозных несплошностей (трещины, расслоения, закаты, поры). При этом определяется протяжённость этих несплошностей и их ориентация на поверхности.
   
10. МК применяется для выявления поверхностных и подповерхностных нарушений сплошности металла из ферромагнитных материалов.
    
11. Радиографический контроль проводится с целью выявления дефектов сварных швов при строительстве, реконструкции и ремонте дренажных трубопроводов и трубопроводов обвязки ёмкостей сброса нефти (нефтепродуктов).
    
12. Проведение геодезических измерений проводится в тех же отметках, что и ранее. Полученные значения геодезических отметок должны сравниваться со значениями последних измерений. Последующие измерения должны проводиться в тех же отметках.
    
13. Ёмкости сбора нефти и нефтепродуктов заводского изготовления, не имеющие дефектов по результатам НК контроля в соответствии с НД ЭО, признаются исправными работоспособными и пригодными к дальнейшей эксплуатации.
    
14. Ёмкости сбора нефти и нефтепродуктов заводского изготовления, имеющие допустимые дефекты по результатам НК контроля в соответствии с НД ЭО, признаются неисправными работоспособными и пригодными к дальнейшей эксплуатации с устранением дефектов в процессе эксплуатации.
    
15. Ёмкости сбора нефти и нефтепродуктов заводского изготовления, имеющие недопустимые дефекты по результатам НК контроля в соответствии с НД ЭО, признаются неработоспособными и подлежат выводу в ремонт.
    
16. Ёмкости сбора нефти и нефтепродуктов незаводского изготовления, не имеющие дефектов и имеющие допустимые дефекты в соответствии с НД ЭО, признаются неисправными работоспособными и должны быть заменены в плановом порядке.
    
17. Ёмкости сбора нефти и нефтепродуктов незаводского изготовления, имеющие недопустимые дефекты в соответствии с НД ЭО, признаются неработоспособными, подлежат выводу из эксплуатации и должны быть заменены.
    

1. Диагностирование трубопроводов обвязки камер приёма и пуска средств очистки и диагностирования и узлов пропуска

1. При диагностировании подземных трубопроводов обвязки узла КПП СОД применяются следующие виды диагностирования:
   

• АЭК с последующим проведением ДДК дефектов, выявленных АЭК;
  
• проведение электрометрических измерений;
  
• определение влияния на ЭХЗ защитных заземлений оборудования.
  

При необходимости уточнения наличия и размеров дефекта производится локальная шурфовка.

1. При диагностировании надземных трубопроводов обвязки узла КПП СОД применяются следующие виды диагностирования:
   

• АЭК с последующим проведением ДДК дефектов, выявленных АЭК;
  
• ВИК основного металла НП (НПП) в объёме 100 %;
  
• ВИК сварных швов НП (НПП) в объёме 100 %;
  
• УЗК кольцевых сварных швов;
  
• УТ стенки трубопроводов в зонах в соответствии со схемой мест диагностирования по результатам ВИК;
  
• капиллярный метод в зонах в соответствии со схемой мест диагностирования по результатам ВИК;
  
• МК в объёме 100 %;
  
• РК в объеме 100 % при строительстве, реконструкции и ремонте.
  

Объёмы проведения АЭК, УЗК, УТ и капиллярного метода определяются в НД ЭО и ТЗ на проведение диагностических работ.

1. В процессе проведения технического диагностирования объем работ по НК может быть пересмотрен в зависимости от результатов ВИК, МК. Для уточнения типа и параметров дефектов, обнаруженных АЭК и ЭД, проводится ДДК дефектов.
   

18. Состав работ по подготовке и выполнению технического диагностирования технологических и вспомогательных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

Техническим диагностированием должно быть предусмотрено:

• проверка соответствия фактических толщин стенок труб, в том числе определенных при проведении толщинометрии, заложенным в ПД;
  
• диагностирование всех тройников и соединительных деталей незаводского изготовления. Диагностирование отборов давления от места приварки к трубопроводу до измерительного прибора (включая коренной вентиль), термокарманов;
  
• диагностирование тупиковых и застойных зон, выявление и обследование мест нарушения изоляционного покрытия;
  
• определение мест шурфовки для установки преобразователей АЭ с указанием объемов работ по АЭК технологических и вспомогательных трубопроводов по участкам, ограниченных задвижками;
  
• разработка графиков нагружения (для проведения АЭК) с указанием величины давления и времени его выдержки на каждом режиме применительно к конкретным участкам трубопроводов;
  
• выполнение диагностирования НП (НПП), определение фактической толщины стенки, выявление дефектов покрытия трубы;
  
• выполнение 100 % УЗК кольцевых (монтажных) сварных швов надземных трубопроводов;
  
• проведение РК в объёме 100 % при строительстве, реконструкции и ремонте
  
• проведение 100 % АЭК технологических трубопроводов;
  
• проведение ДДК по результатам АЭК в зонах, имеющих источники АЭК
  классов II, III, IV;
  
• проведение контроля и обследования опор, фундаментов и подвесок трубопроводов.
  

В ходе проведения технического диагностирования должны быть выявлены:

• дефекты (потери металла) от воздействия внешней коррозии в местах с недостаточной защитой от коррозии, которыми являются участки трубопроводов с нарушенной изоляцией и участки, на которых величины защитных потенциалов, измеренных КИП, не соответствуют нормативным значениям;
  
• дефекты (потери металла) от воздействия внутренней коррозии в тупиковых и застойных зонах трубопроводов;
  
• отклонения глубины залегания трубопровода от проектных значений, измерение горизонтальных смещений трубопровода в процессе эксплуатации;
  
• участки с толщинами стенок трубопроводов, не соответствующими ПД;
  
• участки, на которых имеются соединительные детали и приварные элементы (вантузы, патрубки и другие) несоответствующих установленным требованиям;
  
• участки, на которых имеются ремонтные конструкции;
  
• координаты мест отказов трубопроводов с выходом нефти (нефтепродукта). Координаты должны быть привязаны к границам подземных участков трубопроводов, предназначенных для шурфовки и проведения ВИК;
  
• развивающиеся дефекты по результатам АЭК, представляющие опасность для несущей способности трубопровода.
  

8Порядок проведения дополнительного дефектоскопического контроля, требования к персоналу и оборудованию

1. Вскрытие и ДДК трубопроводов производится с целью уточнения типа и параметров дефектов, обнаруженных по результатам ВТД, АЭК и ЭД.
   
2. Специалист, проводящий ДДК, для объективной оценки результатов и зоны контроля, должен быть обеспечен полной информацией о всех дефектах, находящихся на обследуемой секции, выявленных при проведении ВТД.
   
3. Последовательность проведения ДДК:
   

• подготовительные работы;
  
• ВИК, задачами которого является выявление в зоне контроля поверхностных дефектов (риски, задиры, трещины всех видов, коррозия), в том числе не выявленных при ВТД, а также измерение параметров выявленных дефектов;
  
• выявление дефектов, в том числе внутренних, и измерение (уточнение) их параметров другими методами НК (УЗК, МК, капиллярный метод).
  

1. ДДК на участках трубопроводов по результатам пропуска ВИП и уточнение типа и параметров дефектов по результатам ДДК производится в соответствии НД ЭО или исполнителя диагностирования, утвержденными в установленном порядке.
   
2. По результатам ДДК оформляется акт о проведении ДДК по форме, определенной НД ЭО и утвержденной в установленном порядке. В акте ДДК указывается тип дефекта или его особенности. Дефекты, не выявленные ВИП, но обнаруженные в процессе ДДК, указываются в акте ДДК с указанием всех параметров дефектов.
   
3. К работам по ДДК допускаются лица, прошедшие курс специального обучения и аттестованные на I – III уровень квалификации, соответствующий методу НК, в соответствии с требованиями ПБ 03-440-02 [4] и имеющие действующее удостоверение установленной формы.
   
4. Правом выдачи заключений по результатам НК обладают специалисты, имеющие уровень квалификации не ниже II по ПБ 03-440-02 [4].
   
5. К руководству лабораторией (группой) контроля качества допускаются специалисты, имеющие уровень квалификации не ниже II по ПБ 03-440-02 [4] не менее, чем по двум методам контроля, одним из которых является ВИК, а другим – радиографический контроль или УЗК. При этом их стаж работы в области НК должен быть не менее трех лет.
   
6. Средства НК, включая стандартные (контрольные) образцы, должны быть внесены в паспорт лаборатории НК.
   
7. Все средства НК в составе лабораторий (дефектоскопы, преобразователи, стандартные образцы) должны быть поверены, калиброваны или аттестованы в соответствии с требованиями паспортов, ТУ.
   

9Оформление результатов технического диагностирования и порядок хранения, архивирования и уничтожения отчётных материалов по техническому диагностированию

1. По результатам технического диагностирования оформляется отчёт (заключение) в соответствии с ТЗ (договором на проведение диагностических работ).
   
2. Отчетные материалы по техническому диагностированию включаются в состав исполнительной документации на законченный строительством участок трубопровода.
   
3. Хранение отчетных материалов проводится с учетом требований ГОСТ 2.501.
   

Все отчеты, принятые на хранение, регистрируют в инвентарной книге.

Каждому отчету должен быть присвоен индивидуальный инвентарный номер.

1. Отчеты по результатам технического диагностирования хранятся:
   

• на бумажном носителе – по одному экземпляру у ЭО и исполнителя диагностирования;
  
• в электронном виде (компакт-диск CD-ROM, статус «для чтения») – по одному экземпляру у ЭО и исполнителя диагностирования.
  

1. Устанавливается следующий срок хранения отчетов по результатам технического диагностирования НП (НПП):
   

• на бумажном носителе – до передачи на хранение результатов следующего (очередного или внеочередного) технического диагностирования данного трубопровода, но не менее 12 лет;
  
• в электронном виде (компакт-диск CD-ROM, статус «для чтения») – до вывода объекта из эксплуатации.
  

1. По окончании срока хранения бумажные копии отчетов уничтожаются способом, не допускающим восстановление информации (измельчением, сжиганием), с составлением акта.
   
2. Уничтожение бумажных копий отчетов производится на основании приказа по организации, в которой хранится данная копия отчета.
   
3. Первичные результаты технического диагностирования НП (НПП) хранятся в электронном виде у исполнителя диагностирования до вывода объекта из эксплуатации.
   

Библиография

1. Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»
   
2. MSK – 64. Шкала сейсмической интенсивности MSK – 1964
   
3. ПБ 03-372-00 Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразрушающего контроля
   
4. ПБ 03-440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля
   
5. ПБ 03-246-98 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности
   
6. РД 03-606-03 Инструкция по визуальному и измерительному контролю
   

УДК ОКС 19.100

Ключевые слова: магистральный нефтепровод, магистральный нефтепродуктопровод, техническое диагностирование