= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =
Файл: >>>>>> Скачать ТУТ!
= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =
Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин. РД 08-195-98
РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов»
ИНСТРУКЦИЯ по ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ СОСТОЯНИЯ ПЕРЕДВИЖНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН. РД 08-195-98 (УТВ. ПОСТАНОВЛЕНИЕМ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ от 24.03.1998 N 16)
На территории России в настоящее время находится в эксплуатации значительное количество отечественных и зарубежных передвижных установок для капитального и текущего ремонта нефтяных и газовых скважин. По условиям эксплуатации данные установки являются объектами повышенного риска, а соответствующий им вид деятельности связан с повышенной опасностью промышленного производства и работ. В целях повышения промышленной безопасности и обеспечения охраны труда при проведении работ по ремонту оборудования и восстановлению нефтяных и газовых скважин была разработана настоящая Инструкция. Данная Инструкция разработана Госгортехнадзором России, АОЗТ "СЖС-Энергодиагностика", Ассоциацией буровых подрядчиков с привлечением Научно-внедренческого предприятия по диагностике металлоконструкций "ДИАМЕТ" и НПО ВНИИСтройдормаш. При разработке Инструкции были также учтены мнения организаций и предприятий как в сфере проектирования и изготовления передвижных установок для ремонта скважин Завод экспериментальных машин НПАК "РАНКО" - Москва, ОАО "Спецмаш" Кировского завода - С. Кроме того, при разработке данной Инструкции использовались результаты технического диагностирования, проведенного АОЗТ "СЖС-Энергодиагностика", состояния ряда передвижных установок различного типа и учитывались требования соответствующей нормативно-технической документации как отечественной, так и зарубежной, например Американских Национальных Стандартов API RP 8В RP 8B и API 4G RP 4G. На основании и в развитие данной Инструкции отдельные организации и предприятия могут разрабатывать и утверждать в установленном порядке свои инструкции по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин с учетом местных условий и специфических особенностей работы. Требования таких инструкций должны быть не ниже требований, приведенных в настоящей Инструкции. Настоящая Инструкция распространяется на предприятия и организации нефтяной и газовой промышленности, а также на геологоразведочные организации, ведущие работы на нефть и газ. Инструкция устанавливает единый порядок, объем и методы оценки технического состояния передвижных установок далее - подъемников отечественного и зарубежного производства, предназначенных для проведения капитального и текущего ремонта нефтяных и газовых скважин. Эксплуатация подъемников характеризуется, как правило, двух-, трехсменным режимом работы. Узлы и агрегаты подъемников подвергаются воздействию высоких знакопеременных динамических нагрузок и низких температур. Инструкция разработана в целях определения возможности безопасного использования подъемников как в пределах нормативного срока службы, так и сверх этого срока. Работы по диагностированию проводятся специально подготовленным и аттестованным персоналом как в организациях, имеющих соответствующие лицензии Госгортехнадзора России, так и этими организациями у самих владельцев подъемников при наличии у них условий, удовлетворяющих требованиям данной Инструкции. Проверка технического состояния осуществляется комиссией, которая назначается приказом руководителя организации предприятия , являющейся владельцем подъемников. Комиссию возглавляет главный инженер или его заместитель, а в ее состав должны входить представители ремонтно-механических служб, службы главного энергетика, техники безопасности и охраны труда, диагностики неразрушающего контроля , при необходимости представитель завода-изготовителя и территориального органа Госгортехнадзора России. Если акустико-эмиссионный контроль и контроль другими неразрушающими методами проводится приглашенными специалистами, то они также включаются в состав комиссии. Протокол утверждается руководителем предприятия организации. Комплексное обследование технического состояния независимо от года выпуска подъемников должно проводиться в обязательном порядке после:. Для выполнения работ по обследованию предъявляется подъемник в технически исправном состоянии, прошедший техническое обслуживание, очищенный от грязи, продуктов коррозии, отслоений краски. Окраска подъемника перед обследованием не допускается подъемник красится после обследования, если рекомендуется к дальнейшей эксплуатации. Подъемник, подлежащий обследованию, должен иметь Паспорт и Инструкцию по эксплуатации. При отсутствии данных документов необходимо обратиться в специализированную организацию в целях разработки их дубликатов. При проведении обследования подъемника работы должны выполняться в такой последовательности рис. Работы могут быть прекращены на любой стадии обследования. В этом случае составляется протокол, в котором указываются причины, исключающие возможность дальнейшей эксплуатации подъемника отсутствие Паспорта, невосстанавливаемость металлических конструкций и пр. После проведения необходимых работ по устранению дефектов, обнаруженных на стадии диагностики технического состояния металлоконструкций, навесного и другого оборудования, проводится оценка качества устранения дефектов с составлением протокола. При экспертизе технической документации см. В случае если на подъемнике в течение эксплуатационного периода проводились ремонты металлоконструкций с применением сварки либо замена узлов металлоконструкций, в Паспорте должны содержаться сертификаты на металл, из которого изготовлены вновь установленные элементы, данные о сварочных электродах и сварщике, выполнявшем эти работы, методах и результатах проверки качества сварочных работ. Результаты экспертизы технической документации отражаются в Протоколе технического состояния подъемника см. Визуальный осмотр должен выполняться при установке подъемника в рабочее положение. Осмотр мачты следует проводить на специальном стенде см. При этом основное внимание уделяется металлоконструкциям, тормозной системе лебедки, канатам талевой системы и оттяжкам. Определяется состояние с использованием необходимых замеров опорной рамы, мачты, мест крепления растяжек к мачте, транспортной базы, балконов для работы со штангами и трубами и пр. Выявленные дефекты и отклонения фиксируются в Ведомости дефектов см. Обращается внимание на изгиб балок и ферм, скручивание балок, изгиб осевых линий мачты и др. Замеры выполняются с использованием металлической струны, поверенной металлической линейки, штангенциркуля, теодолита и т. Фактические значения отклонений конструкции от прямолинейности, изгиба стержней, изгиба и скручивания балок и пр. Осмотр металлических конструкций выполняется в соответствии с типовыми Картами осмотра подъемника см. К возможным характерным дефектам металлоконструкций подъемников, возникающим в процессе эксплуатации, относятся следующие:. Устанавливаются отклонения размеров и форм от проектных. Полученные результаты сравнивают с допустимыми предельными значениями и в случае их превышения вносят соответствующие данные в Ведомость дефектов см. Трещины возникают чаще всего в местах концентрации напряжений, вызываемых резким изменением сечения элементов. К типичным концентраторам напряжений относятся:. При осмотре сварных швов и мест концентрации напряжений целесообразно применять оптические средства, например лупу с кратным усилением см. Сведения о всех обнаруженных трещинах фиксируются в Ведомости дефектов см. Места возможного образования трещин должны быть очищены от грязи, ржавчины, смазочных материалов, отслоений краски, а при необходимости - зачищены до блеска. В замкнутых коробчатых конструкциях балки аутригеров, узлы опорной рамы, мачты и пр. Все болты и гайки необходимо стопорить шплинтами, пружинными шайбами и пр. Все выявленные дефекты регистрируются в Ведомости дефектов , а результаты обследования отмечаются в Протоколе см. Если выявленные дефекты устранимы и не препятствуют проведению статических испытаний подъемника, то следует приступить к следующему этапу обследования. При выявлении дефектов металлоконструкции, при которых нагружение подъемника испытательными грузами опасно, обследование прекращается. Оно возобновляется только после замены узла или проведения ремонта. Целью проведения диагностики металлоконструкций средствами неразрушающего контроля НК является оценка технического состояния и установление возможности безопасной эксплуатации подъемника. В качестве одного из основных методов неразрушающего контроля используется акустико-эмиссионная диагностика АЭ , позволяющая выявить в металлоконструкциях подъемника зарождающиеся и развивающиеся дефекты типа усталостных трещин в том числе и скрытые и не допускать разрушения металлоконструкции. Акустико-эмиссионная диагностика применяется совместно со статическими испытаниями подъемника и практически обеспечивает безопасность их проведения. Выполняется акустико-эмиссионная диагностика технического состояния металлоконструкций подъемника по методике, изложенной в приложении 6. Акустико-эмиссионная диагностика металлических конструкций подъемников должна обязательно выполняться в следующих случаях:. Оценка технического состояния всех механизмов, оборудования, приборов и устройств безопасности подъемника осуществляется путем их внешнего осмотра, проведения проверки работы на холостом ходу и диагностирования средствами неразрушающего контроля. Наиболее характерными повреждениями механизмов, возникающими в процессе эксплуатации, являются следующие:. Оценка состояния механизмов выполняется в соответствии с техническими условиями на капитальный ремонт обследуемой модели подъемника, а при их отсутствии используются данные, приведенные в приложении 4. Если для оценки технического состояния механизма недостаточно проверки его работы на холостом ходу и осмотра с использованием снятия смотровых крышек, то этот узел подъемника необходимо разобрать, промыть и провести диагностику технического состояния его деталей. К таким узлам, например, относятся сложные коробки передач, пневмо- и гидроаппаратура. Гидро-, пневмооборудование подъемника должно быть проверено на соответствие его технической документации, а оценка его технического состояния должна проводиться при работе на холостом ходу и под нагрузкой. При необходимости согласно требованиям соответствующих инструкций выполняется опрессовка отдельных узлов трубопроводов, гидроцилиндров и т. Полная разборка редукторов, коробок и т. Электрооборудование подъемника должно быть подвергнуто осмотру в соответствии с инструкцией или руководством по его эксплуатации в следующем порядке:. Канаты, блоки, грузозахватные органы, приборы безопасности, кабина машиниста и другие узлы подъемника обследуются в соответствии с Картой осмотра см. Для обследования крюкоблоков, крюков, кронблоков, талевых блоков, элеваторов, штропов и вертлюгов применяются неразрушающие методы контроля. Предпочтительными являются ультразвуковой, капиллярный и магнитопорошковый методы. Для выявления дефектов в данных узлах с использованием методов неразрушающего контроля рекомендуется руководствоваться утвержденными Миннефтепромом СССР документами РД Проверка работы подъемника на холостом ходу производится при поднятой и раздвинутой мачте. Причем сам процесс подъема также является объектом проверки, в частности, проверяется плавность подъема, отсутствие резких перемещений со скоростью, большей скорости подъема при прекращении подачи жидкости в домкраты, одновременность работы домкратов если их 2. Проверяется работа гидроаутригеров на плавность и отсутствие утечек. При проверке работы подъемника в зависимости от модели на холостом ходу определяют пусковые качества двигателя время, затраченное на пуск холодного и прогретого двигателя при пробных запусках , проверяется качество работы трансмиссии, гидронасосов, гидромоторов, гидро-, пневмо- и электросистем, распределителей, клапанов и электроаппаратуры, проверяется качество намотки талевого каната, работа тормозов, работа узлов и механизмов прослушивание шумов, стуков, обнаружение искрений, течи и др. Качество работы узлов и механизмов проверяют поочередным включением их при работающем двигателе. При этом устанавливают исправность механизмов, правильность и надежность включения и выключения узлов и механизмов, обеспечение монтажной жесткости соединения узлов секций мачты, редукторов и лебедок подъемника и т. Если выявленные дефекты затрудняют проведение статических испытаний подъемника, то обследование должно быть приостановлено для устранения дефектов. Статические испытания подъемника проводятся при отсутствии выявленных дефектов, снижающих безопасность эксплуатации подъемника, а при их обнаружении только после устранения этих дефектов. Перед проведением испытаний мачта подъемника согласно Инструкции по его эксплуатации должна быть отцентрирована и закреплена силовыми и ветровыми оттяжками. Работа должна проводиться на специально созданной испытательной площадке, оборудование которой см. Указанное расстояние ограничивает зону вокруг подъемника, в которой запрещено находиться в процессе его нагружения. Запрещается проводить статические испытания подъемника над устьем ремонтируемой скважины. При проведении статических испытаний запрещено также крепление неподвижной ветви талевого каната на устье скважины. Контроль нагрузки ведется по индикатору веса, оттарированному с учетом диаметра каната, испытательной нагрузки и КПД талевой системы. В процессе испытаний производится измерение отклонений мачты от вертикали отвесом или теодолитом и измерение величины прогиба элементов мачты нивелиром. Остаточная деформация элементов мачты не допускается, а ее осадка должна удовлетворять предъявляемым требованиям. АЭ , а результаты испытаний отмечаются в Протоколе см. При проведении статических испытаний необходимо совместить нагружение подъемника с акустико-эмиссионным контролем состояния металлоконструкции. Это обеспечит безопасность проведения испытаний. Распределяем расходы на прямые и косвенные. Налоговый кодекс позволяет компаниям самостоятельно распределять расходы, связанные с производством, на прямые и косвенные п. Работа с текстом, анализ, помочь учащимся понять, что все в жизни сложно, особенно пора взросления, хорошо, что рядом умный взрослый человек, с Пенсионное страхование с рождения капитал в будущее. Что такое пенсионное страхование? В силу нашего возраста мы сами не сможем разобраться с этим понятием, и поэтому я обратилась к дополнительным источ Задачей систем климатизации — отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха и ограждающих конст Сохрани ссылку в одной из сетей: Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин РД утв. Общие положения Настоящая Инструкция распространяется на предприятия и организации нефтяной и газовой промышленности, а также на геологоразведочные организации, ведущие работы на нефть и газ. Комплексное обследование технического состояния независимо от года выпуска подъемников должно проводиться в обязательном порядке после: Для проведения обследования подъемников необходимо иметь: Порядок выполнения работ 2. Экспертиза технической документации на подъемник и условий его эксплуатации 2. Визуальный осмотр подъемника 2. Диагностика технического состояния металлических конструкций средствами неразрушающего контроля 2. Оценка технического состояния механизмов, приводов, лебедок, трансмиссии, электро-, гидро-, пневмооборудования, навесного оборудования, приборов и устройств безопасности, кабины машиниста, балкона верхового рабочего и других узлов 2. Проверка работы подъемника на холостом ходу 2. Проведение статических испытаний 2. Проверка работы приборов и устройств безопасности 2. Периодичность, объемы технического обслуживания и обследований, порядок их оформления При проведении обследования подъемника работы должны выполняться в такой последовательности рис. Экспертиза технической документации на подъемник и условий его эксплуатации При экспертизе технической документации см. Кроме того, подлежат экспертизе: Ответственность за достоверность представляемых данных несет владелец подъемника. Визуальный осмотр подъемника Визуальный осмотр должен выполняться при установке подъемника в рабочее положение. Последовательному визуальному осмотру подлежат все нагруженные узлы и их соединения. К возможным характерным дефектам металлоконструкций подъемников, возникающим в процессе эксплуатации, относятся следующие: Допустимые отклонения принимаются в соответствии с данными, приведенными в приложении 4. К типичным концентраторам напряжений относятся: Диагностика технического состояния металлических конструкций средствами неразрушающего контроля Целью проведения диагностики металлоконструкций средствами неразрушающего контроля НК является оценка технического состояния и установление возможности безопасной эксплуатации подъемника. Акустико-эмиссионная диагностика металлических конструкций подъемников должна обязательно выполняться в следующих случаях: Наиболее характерными повреждениями механизмов, возникающими в процессе эксплуатации, являются следующие: При осмотре обращается внимание на: Электрооборудование подъемника должно быть подвергнуто осмотру в соответствии с инструкцией или руководством по его эксплуатации в следующем порядке: При этом учитываются требования Инструкции по эксплуатации подъемника. Все выявленные недостатки заносятся в Ведомость дефектов. Проверка работы подъемника на холостом ходу Проверка работы подъемника на холостом ходу производится при поднятой и раздвинутой мачте. Проведение статических испытаний Статические испытания подъемника проводятся при отсутствии выявленных дефектов, снижающих безопасность эксплуатации подъемника, а при их обнаружении только после устранения этих дефектов. В соответствии с требованиями Инструкции о порядке информационного обеспечения деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденной приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому. Об утверждении раздела I "Технологический, строительный, энергетический надзор" Перечня нормативных правовых актов и нормативных документов,.
РД 08-195-98 Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин
Федеральный горный и промышленный надзорРоссии Госгортехнадзор России. Беспалов; ГА Гончарова, канд. Определение технического состояния газопровода и рекомендации по поддержанию его в работоспособном состоянии. Расчет остаточного срока службы газопровода. Анализ результатов диагностирования газопровода. Оформление результатов диагностирования газопровода. Перечень рекомендуемого приборного оснащения для диагностирования подземных газопроводов. Приложение Б Анализ технической проектной, исполнительной и эксплуатационной документации стальных подземных газопроводов. Приложение В Бесконтактная магнитометрическая диагностика подземных трубопроводов с использованием индикатора дефектов и напряжений ИДН Приложение Г Акт диагностирования технического состояния подземного газопровода без вскрытия грунта. Приложение Д Акт результатов шурфового контроля при диагностировании технического состояния подземного газопровода. Приложение Е Примеры расчета остаточного срока службы.. Приложение Ж Определение переходного сопротивления изоляционного покрытия. Приложение З Определение глубины дефектов металла труб и их ремонт методом абразивной зачистки. Приложение И Определение напряженно-деформированного состояния и вязкостных свойств металла трубопровода магнитно-шумовым методом.. Приложение К Определение механических свойств основного металла газопровода с помощью переносного твердомера. Введена в действие с Настоящая Инструкция подиагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов далее- Инструкция устанавливает виды и порядок проведения диагностирования,основные критерии оценки технического состояния газопроводов, предусматриваетметодики расчета остаточного срока службы газопроводов по истечениинормативного срока службы и в других случаях. Инструкция устанавливает требования попроведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов, покоторым природный газ по ГОСТ транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженныйуглеводородный газ по ГОСТ с избыточным давлением не более 1,6 МПа. К газопроводам, накоторые распространяются требования настоящей Инструкции, относятся подземныемежпоселковые и распределительные газопроводы и подземная часть вводов,построенные из труб, изготовленных из малоуглеродистых марок сталей. Газопровод - часть газораспределительной системы, состоящая изтрубопровода для транспортировки природного или сжиженных углеводородных газов,за исключением сооружений и устройств, установленных на нем. Участок газопровода - часть или весь газопровод, построенный по одномупроекту и имеющий одинаковые диаметр и толщину стенки труб, марку стали, типизоляции, метод защиты от коррозии, срок укладки в грунт и ввод в эксплуатациюэлектрохимической защиты ЭХЗ. Авария - разрушение сооружений и или технических устройств,применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и или выброс опасных веществ. Техническое диагностированиегазопровода диагностирование -определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причинотказов неисправностей , а также прогнозирование его технического состояния. Техническое состояние газопровода - соответствие одному из видов технического состоянияв данный момент времени исправен, неисправен, работоспособен,неработоспособен , определяемое по сравнению истинных значений параметровгазопровода с установленными нормативно-технической документацией. Базовый шурф - место на участке газопровода, котороепредположительно будет находиться в наиболее тяжелых условиях эксплуатации. Предельное состояние газопровода - состояние газопровода, при котором его дальнейшаяэксплуатация недопустима и восстановление его работоспособного состоянияневозможно исходя из требований промышленной безопасности либо его дальнейшаяэксплуатация и восстановление его работоспособного состояния нецелесообразныисходя из экономических критериев. Срок службы газопровода - календарная продолжительность эксплуатации от началаэксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода впредельное состояние. Остаточный срок службы газопровода - расчетная календарная продолжительность эксплуатациигазопровода от момента контроля его технического состояния до перехода впредельное состояние. Напряженно-деформированноесостояние НДС газопровода -состояние, при котором в металле труб газопровода возникают внутренниенапряжения, вызванные воздействием внешних и внутренних нагрузок и воздействий. Дефектный аномальный участокгазопровода - несоответствиеучастка газопровода установленным нормам, в том числе участок, имеющийкоррозионные повреждения, изменение толщины стенки трубы или испытывающийместное повышенное напряжение стенки трубы. Эксплуатационная организациягазораспределительной сети ГРО - специализированная организация, осуществляющаяэксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные сподачей газа потребителям и их обслуживанием. Эксплуатационной организациейможет быть организация - собственник этой сети либо организация, заключившая сорганизацией - собственником сети договор на ее эксплуатацию. Остаточныйсрок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившейдиагностирование на основе оценки технического состояния, условий эксплуатации,качества работ по восстановлению работоспособного состояния газопровода. Остаточный срокслужбы газопроводов, отмеченных в п. При наличиивыявленных участков коррозии срок службы определяется поверочным расчетомостаточной толщины стенки газопровода. Определение технического состояния газопроводов после продления нормативногосрока службы должно проводиться в объеме и в сроки, установленные ПБ В зависимостиот срока службы газопровода, условий его эксплуатации и технического состоянияпредусмотрены следующие виды диагностирования: Плановое диагностированиеосуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного порезультатам предыдущего диагностирования срока службы газопровода. Внеочередноедиагностирование проводится в случаях: Для полученияинформации о динамике изменения характеристик свойств металла и изоляционногопокрытия, используемых для расчета остаточного срока службы газопровода,необходимо предусматривать для строящихся газопроводов в местах с наиболеетяжелыми условиями эксплуатации устройство базовых шурфов на стадиистроительства, для действующих газопроводов - в процессе диагностирования, втом числе в местах, предусмотренных п. Конкретные места базовых шурфов и ихколичество следует определять: Для вводов газопроводов протяженностью до м предусматривать базовые шурфы не требуется. Если на действующем участке газопроводабазовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования еготехнического состояния не требуется вскрытия грунта шурфовогодиагностирования , размещение базового шурфа следует предусматривать на одномиз самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействиювнешних факторов, в том числе: В базовых шурфах строительнойорганизацией должны быть определены фактические начальные характеристикигазопровода: Указанные характеристики должны бытьзафиксированы в строительном, а также в техническом эксплуатационном паспортегазопровода приложение А. Рекомендуется совмещатьдиагностирование с техническим приборным обследованием газопроводов. При диагностировании могут бытьиспользованы данные технического обследования газопровода, срок проведениякоторого не превышает один год. Плановое и внеочередноедиагностирование производится в два этапа - без вскрытия грунта бесшурфовое ишурфовое. Анализ результатов диагностирования,проводимый ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов приложения А , Б. Анализ результатов диагностирования, проводимый экспертной организацией,имеющей соответствующую лицензию, осуществляется в порядке, предусмотренномПравилами проведения экспертизы промышленной безопасности утверждены постановлениемГосгортехнадзора России от Плановое диагностирование газопроводапроводится в последовательности, представленной на рис. Анализ проектной, строительной иэксплуатационной документации осуществляется путем изучения всех сведений отехническом состоянии газопровода в объеме данных, предусмотренных техническимэксплуатационным паспортом подземного газопровода приложение А. В случае несоответствия существующегоэксплуатационного технического паспорта по содержанию с паспортом, приведеннымв приложении А ,он дополняется недостающими формами и данными. Схема планового диагностирования подземных газопроводов. На стадии анализа техническойдокументации прослеживаются динамика изменения защитных свойств изоляционногопокрытия, режимы работы устройств электрохимической защиты, характерповреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации и в результатеплановых приборных обследований. Результаты анализа обобщаются иоформляются актом приложение Б. Программа диагностирования без вскрытия грунтасоставляется по результатам анализа документации и включает следующие разделы: По полученным результатамдиагностирования без вскрытия составляется акт приложение Г ипроизводится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе. Принеобходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов программа шурфового диагностирования. В случае если на диагностируемом участкегазопровода указанных выше отклонений не обнаружено, место базового шурфавыбирается по результатам анализа технической документации с учетом требованийп. Основными критериями необходимостиразработки программы шурфового диагностирования являются: При отсутствии прибора для обнаруженияаномалий в металле труб и указанных выше отклонений, в том числе отказов впериод эксплуатации, места шурфования и их количество следует предусматривать всоответствии с ПБ , как приприборном техническом обследовании действующих подземных газопроводов. Срокслужбы в этом случае принимается по результатам обследования в шурфе, в которомустановлен минимальный срок службы трубопровода. Механические и вязкостные свойства металла и НДС труб, приведенные в п. Определение технического состояниягазопровода проводится путем сравнения фактических значений параметровтехнического состояния с критическими значениями соответствующих параметровпредельного состояния. Определение эффективности работыэлектрохимической защиты ЭХЗ. Оценка состояния ЭХЗ участкагазопровода осуществляется по уровню: Защищенность участка газопроводапо протяженности определяется как отношение длины участков, имеющих поляризационныйили защитный потенциал не менее требуемых значений, определяемых в соответствиис п. При соотношении меньше единицынеобходимо проверить работоспособность каждого преобразователя, анодногозаземления, протекторов и других средств защиты. Защищенность участка газопроводапо времени определяется как выраженное в процентах отношение суммарного временинормальной работы в установленном режиме всех средств защиты за времяэксплуатации к длительности периода работы в отсутствии необходимогополяризационного или суммарного защитного потенциала к общему времениэксплуатации. Критериями предельного состоянияизоляции являются сплошность, сквозные повреждения и значение переходногосопротивления. Оценка состояния изоляционногопокрытия в шурфе включает следующие параметры: Одновременно определяется удельноеэлектрическое сопротивление грунта в месте расположения шурфа. Величина переходного сопротивления R определяется по методу, приведенному в приложении Ж , илис помощью мегомметра, например, типа ММ или другого типа с килоомной шкалойи напряжением В. Состояние изоляционного покрытияоценивается по фактическому переходному сопротивлению R ф всравнении с критическим предельным R K значением конечного переходного сопротивлениятруба-грунт. Критическое предельное переходное сопротивление надиагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентногоуравнения. D - наружный диаметр трубопровода, м;. Н - глубина от поверхности земли до верхней образующей трубопровода, м;. Решать уравнение следует методом подборазначения R к , обеспечивающего равенство левой и правой частейуравнения с точностью 0,5. При определении изоляционного покрытия научастке газопровода, как полностью деградировавшего или находящегося на пределезащитных свойств, в случае экономической целесообразности назначаетсякорректировка режимов работы действующих установок ЭХЗ, а при недостаточностипринимаемых мер - обустройство на газопроводе дополнительных пассивных иактивных средств ЭХЗ. При экономической нецелесообразностидополнительных защитных мероприятий назначаются мероприятия по защите локальныхзон и остаточный срок службы газопровода рассчитывается с учетомпрогнозируемого уменьшения толщины стенки труб в результате коррозии, исключаязащитные свойства изоляции. Определение степеникоррозионных повреждений металла. Критериями предельного состояния трубыявляются сквозное коррозионное повреждение или остаточная толщина стенки трубы,которая не позволяет дальнейшую эксплуатацию газопровода из условий обеспеченияпрочности. Влияние коррозионного износа на величинуостаточного срока службы труб газопровода определяется расчетом в соответствиис пп. Определение качества сварных стыков. Если в процессе эксплуатацииутечек через сварные стыки или их разрывы не отмечалось, то стыки признаютсягодными и их проверка не производится. Если сварной стык попал в зонушурфа и в процессе эксплуатации были выявлены повреждения в стыковом строительном или заводском продольном или спиральном сварном шве, а такжевыявлено, что их внешний вид не соответствует требованиям нормативныхдокументов, сварное соединение подлежит проверке методами неразрушающегоконтроля в соответствии с установленными нормами. Определение физико-механических свойств металла труб. При длительнойэксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металлатруб, в том числе: Фактическиезначения физико-механических свойств металла определяются: Предельнодопустимые значения фактических кольцевых напряжений s кцф в стенке газопроводадолжны быть не более 0,75 s т. При достижениилюбого из перечисленных критериев своего предельного значения участокгазопровода назначается на перекладку. Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по переходномусопротивлению t ост , год проводится по формуле. Берется реальноизмеренное R о значение для данного участка либопринимается по табл. Пример расчетаостаточного срока службы изоляционного покрытия приведен в приложении Е. Заостаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение изостаточных сроков службы, рассчитанных покаждому из следующих параметров по соответствующим пунктам настоящейИнструкции: НДС при наличии фронтальной коррозии п. Переходноесопротивление изоляционного покрытия R о на законченномстроительством участке газопровода. При ремонте или замене вырезке пораженного язвенной или фронтальной коррозией участка расчетостаточного срока службы металла труб по пп. Результаты расчета остаточного срокаслужбы по настоящей Инструкции достоверны при рабочем давлении газа, создающемнапряжения в стенке трубы не более 0,3 s в. Определениефизико-механических свойств металла приведено для условий: Другие условияэксплуатации газопровода учитываются применением соответствующих поправочныхкоэффициентов k 1 , k 2 , К 3 , К 4 в формулах 4 , Исходные механические характеристикиметалла труб в начале эксплуатации s t 0 , s в0 , a н0 принимаются по исполнительной документации на газопровод данные базового шурфаили сертификата качества и, как исключение, при отсутствии их - по минимальнымзначениям механических характеристик стальных труб, приведенным в табл. Расчет остаточногосрока службы газопровода по изменению пластичности металла. Снижение пластичности металла труб врезультате старения, то есть зависимость основных механических характеристик s в , s т отвремени эксплуатации газопровода, можно представить в виде функции, значениякоторой определяются по формуле. Минимальныезначения механических характеристик стальных труб средние по маркам стали. Минимальные нормативные механические характеристики. Предел текучести s Т0 , МПа. Временное сопротивление s в0 , МПа. Ст3, Ст4 ГОСТ , сталь 20 ГОСТ Ст2 ГОСТ , сталь 10 ГОСТ Значения коэффициентов k 1 и k 2 длярасчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях, отличных отбазовых, вычисляются по формулам: Определение остаточного срока службы,представленное на рис. Значения s тф и s вф получены по даннымшурфового контроля согласно п. Параметрыдля расчета фактических механических свойств металла по пластичности. Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальныхданных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессовдеформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются приполучении новых данных. Примеры расчетаостаточного срока службы по изменению пластичности металла приведены вприложении Е. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкостиметалла. Снижениетрещиностойкости ударной вязкости металла труб в результате старения, т. Исходноезначение ударной вязкости а н0 выбирается по данным базовогошурфа или по табл. Приэксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, расчетные значенияударной вязкости изменяются на величину поправочных коэффициентов К 3 и К 4 , которые определяются по формулам: Значение а нф получено по данным шурфового контроля согласно п. Если же полученная точка окажется за пределами интервала точности в областипод кривой а 1 , следует уточнить параметры табл. Параметры,необходимые для определения ударной вязкости. Пример расчета остаточного срока службыпо изменению ударной вязкости металла приведен в приложении Е. Расчет остаточногосрока службы газопровода по величине НДС при действии фронтальной общей коррозии металла. Остаточный срок службы t ост сучетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид. К п - константа рабочей среды,МПа -1 , определяемая по формуле. Пример расчетаостаточного срока службы при действии фронтальной коррозии приведен вприложении Е. Расчет остаточного срока службы газопровода при наличии язвенной питтинговой коррозии металла. Повреждениятруб в виде коррозионных язв питтингов приводят к неравномерномураспределению напряжений в стенке газопровода, увеличивая их в местах наиболееглубоких повреждений. Остаточный срокслужбы с учетом язвенной питтинговой коррозии и действующих напряженийопределяется по формуле. Пример расчета остаточного срока службыпри наличии язвенной питтинговой коррозии приведен в приложении Е. Цель анализа результатов диагностирования- установление текущего состояния газопровода, уровня повреждений, напряженногосостояния и остаточного срока службы газопровода. Остаточный срок службыпринимается наименьшим из полученных по расчетам, приведенным в пп. На выполненные работы подиагностированию технического состояния газопровода организация, их проводящая,составляет первичную документацию акты, заключения, протоколы, таблицы,фотографии и др. На основании первичной документации орезультатах диагностирования, выполнения расчетов и при необходимости ремонтагазопровода составляется отчет. Отчет заключение по результатамдиагностирования оформляется установленным порядком и прикладывается ктехническому эксплуатационному паспорту подземного газопровода приложение А. Диагностирование с поверхности земли без вскрытия осуществляется следующим оборудованием. Проверка сплошности изоляционногопокрытия на засыпанных участках газопровода: Контактное шурфовое диагностирование на вскрытом участке очищенном от грунта осуществляетсяследующим оборудованием. Контроль глубины коррозии остаточнойтолщины стенки трубы: Измерение механических свойств инапряженно-деформированного состояния металла трубы: Допускается использование другогодиагностического оборудования и приборов, назначение и техническиехарактеристики которых обеспечивают достоверность результатов. В настоящем документе использованы ссылкина следующие нормативные документы. Общие требования к защите от коррозии. Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкойповерхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие требования к защитеот коррозии. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных,комнатной и повышенных температурах. Методы испытания на растяжение. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытовогоназначения. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытовогопотребления. Правила безопасности в газовом хозяйстве ПБ , утверждены постановлением Госгортехнадзора России от Правилапроведения экспертизы промышленной безопасности, утверждены постановлениемГосгортехнадзора России от Технический эксплуатационныйпаспорт газопровода далее - паспорт является документом, отражающим текущеетехническое состояние газопровода, и включает основные сведения из проектной,исполнительной и эксплуатационной документации на газопровод. Ведение паспорта осуществляетсяэксплуатирующими газопровод организациями. Специалисты предприятийподземметаллозащиты и других специализированных организаций по результатампроводимых ими обследований представляют необходимые сведения для включения ихв паспорт. Организационно-технические мероприятия дляведения паспорта. Для обеспечения работ по ведениюпаспорта проводятся следующие мероприятия: Ведение паспорта осуществляется смомента пуска газопровода в эксплуатацию и в течение всего периода его работы. Перечень документов, входящих в паспорт. Включению впаспорт подлежат элементы проектной и другой технической документации,имеющейся на газопровод, в том числе: Для обобщениясведений о техническом состоянии газопровода составляется его карта-схема вмасштабе, удобном для нанесения необходимых отметок. На карту-схему должны бытьнанесены: Контроль параметров во время эксплуатации. При эксплуатации в соответствии стребованиями действующих нормативных документов контролируются следующие техническиепоказатели: Контроль параметров во время проведения ремонтныхработ. При выполнении ремонтных работ нагазопроводе, связанных со вскрытием грунта по причине повреждения изоляционногопокрытия, по методикам, предусмотренным настоящей Инструкцией, определяются: Паспорт газопровода оформляется поформе 1 с приложением документов, оговоренных в пп. Допускается возможность храненияпаспортных данных в электронном виде и обработка при помощи компьютерныхпрограмм, учитывающих требования настоящей Инструкции. Распечатка данных должнасоответствовать форме 1. Для более углубленного определениятехнического состояния газопровода и его остаточного срока службы в болеесложных, например особых грунтовых и пр. Оформленныйпаспорт утверждается главным инженером ГРО. Технический эксплуатационный паспорт газопровода для вновь строящихся газопроводов. Участок газопровода - пикет ПК. Дата установки и замены. Пересечение и параллельная прокладка с естественными преградами. Количество шаг опор, пригрузов. Пересечение и параллельная прокладка с искусственными преградами и коммуникациями. Наименование пересекаемой или параллельной коммуникации. Наружный диаметр труб, мм. Нормативный документ на трубы. Характеристики грунта на уровне заложения. Класс и разновидность грунта по ГОСТ Максимальная и минимальная глубина заложения, м. Тип, структура и материалы. Прочность при ударе, Дж. Отсутствие пробоя при испытательном напряжении, кВ. Если при заполнении таблицы показатели адгезии и прочности при ударе будут иметь другую размерность, то ее указать особо. Для базового шурфа указать реально измеренные значения. Характеристика системы электрохимической защиты. Дата измерения величины защитного потенциала. Тип и марка устройства электрозащиты. Место расположения по карте-схеме ПК. Величина защитного потенциала, В. Сведения о выполнении ремонтных и профилактических работ. Описание выполненных ремонтных и профилактических работ. Целью анализапроектной, исполнительной и эксплуатационной документации является изучениетехнического состояния стального подземного газопровода. По результатаманализа документации определяется перечень недостающей информации и объем работдля технического диагностирования газопровода без вскрытия. Анализпроводится с использованием карты - схемы газопровода, содержащей следующиесведения: Погрешностьнанесения на карту-схему условных обозначений не должна превышать 3 м длямежпоселковых и 1 м для внутрипоселковых газопроводов;. Анализуподлежит проектная и техническая документация, имеющаяся на газопровод, в томчисле: При анализе учитываютсяобязательные требования действующих нормативных документов, в том числе: Общие требования к защите от коррозии;. Расчетна прочность стальных газопроводов;. Правила безопасности в газовом хозяйстве ПБ В случае когда при строительстве использовались трубы,изготовленные по разным нормативным документам, учитываются трубы по всемнормативным документам при возможности с привязкой к конкретным участкам трассыгазопровода ;. Рассмотренные выше данные по диагностируемому газопроводу должны быть внесены втехнический эксплуатационный паспорт приложение А настоящей Инструкции. Позавершении работы по анализу документации составляется акт с указанием иподписью лица, ее проводившего форма 2. По результатам анализа разрабатывается программа диагностированиягазопровода без вскрытия грунта. Акт анализа технической документации подземного стального газопровода. Места возможного подключения контактных измерительных приборов. Наименование марка оборудования газопровода. Данные для приборов бесконтактного измерения. Пересечение с искусственными и естественными преградами. Наименование и характеристика пересекающей параллельной преграды. Класс или тип грунта по ГОСТ Отклонение величины защитного потенциала от требуемых по стандарту. Сведения об анализе ремонтных и профилактических работ. Цельюбесконтактного магнитометрического обследования является определение дефектныхучастков трубопроводов, мест повышенных напряжений и совместно с результатамиприборной оценки состояния изоляционного покрытия назначение мест шурфованиядля выборочного ремонта подземных трубопроводов. С помощьюиндикатора дефектов и напряжений ИДН или другого прибора, разрешенного дляприменения в установленном порядке, производится выявление и локализация месткоррозионных и деформационных повреждений, а также мест повышенных напряженийподземных трубопроводов без изменения технологических режимов их работы. Преимуществомметода бесконтактной магнитометрической диагностики БМД является определениеи уточнение местоположения прогнозируемых дефектов с поверхности земли. Предварительного намагничивания и или подключения наружных генераторов, какправило, не требуется кроме сложных условий поселковых или городскихзастроек. Основноедостоинство метода бесконтактной магнитометрической диагностики - возможностьобнаружения дефектов без прямого доступа к поверхности металла без шурфования,без снятия изоляции и без зачисток поверхности труб. Поэтому метод БМДпозволяет высокопроизводительно и интегрально оценивать состояние обследуемоготрубопровода. Физическаясущность метода основана на естественном намагничивании металла под действиемдинамико-механических нагрузок и изменении величины магнитного поля врезультате старен ия и коррозии металлатруб. Под действием нагрузок при эксплуатации в металле трубопровода происходятпроцессы, приводящие к перераспределению магнитного поля. Причем чем больше этиизменения, тем выше градиент вызванной аномалии в магнитном поле. Чем резчеаномалия, которая генерируется дефектом в области его развития, тем надежнеерегистрируются подобные экстремальные участки с помощью измерительнойаппаратуры. Индикатор дефектов и напряжений ИДН состоит из регистрирующего блока - двух соосно расположенных феррозондовыхдатчиков магнитного поля; электронного измерительного блока, обрабатывающегосигналы датчиков информация оцифровывается и выдается на электронное табло. Исследуемый параметр - напряженность собственного магнитного поля трубопроводаи ее изменения. Выбор участков обследованияосуществляется в соответствии с планом технического диагностирования, по итогаманализа технической документации, где уточняются условия залегания иэксплуатации диаметр, рабочее давление и т. На сложных исильно измененных в процессе эксплуатации трассах ИДН возможно использовать врежиме поиска и уточнения заглубленного положения труб. Подготовка аппаратуры к работе. Перед выездом на объект измеренийнеобходимо обеспечить бесперебойное электроснабжение прибора, для чего следуетпроизвести зарядку ИДН от зарядного устройства, которое отключаетсяавтоматически по достижении полной зарядки. Непосредственная подготовка прибора кизмерениям состоит в подключении датчиков к электронному блоку, включении ИДН ипроверки его работы в различных режимах в соответствии с инструкцией поэксплуатации прибора. Тарировка прибора на конкретные условияпроисходит по следующему алгоритму: Признаком нарушения состоянияметалла труб следует считать резкие скачки поля на коротких до м линейныхотрезках. Необходима дополнительнаяпроверка при изменении диапазона допустимых значений на участке без сменыпространственной ориентации плети. В случае повторяемостиэкстремумов магнитного сигнала по длине трубы необходима проверка на наличиеспирально-шовных труб. В бланк протокола форма 3 заносятся характеристики объекта измерений и показания замеров. Измерение магнитных параметровосуществляется путем перемещения блока датчиков параллельно оси трубы по ходупродукта на расстоянии см от поверхности земли. Диапазон фоновых значений определяетсяэмпирически в зависимости от диаметра и ориентации трубопровода. Граничныезначения диапазона заносятся в бланк протокола. При изменении диапазона фоновых значенийделается запись в протоколе с указанием пикета и новых граничных условий. Найденные аномалии магнитного поляфиксируются на местности вешками, их абсолютные значения заносятся в протокол суказанием привязок по карте-схеме. При необходимости на аномальном участкеделаются дополнительные измерения перпендикулярной и радиальной составляющихмагнитного поля, о чем делается запись в протоколе. По ходу обследования выделяются зоны схаотичным изменением магнитных параметров, которые рекомендуется дополнительнообследовать другими методами диагностики или произвести непосредственный осмотрповерхности металла трубопровода в шурфах. Обработка результатов обследования и отчетность. По результатам работ составляютсяпротоколы форма 3 и схемы распределения магнитных полей трубопровода на обследованных участках,на основании чего: Выбор технических средств для проведения диагностирования. При наличии утечек разрабатывается схема участка газопровода с указанием мест утечек с текстовым описанием процесса обнаружения и рекомендаций о методиках и сроках их устранения. При отсутствии утечек в акте об этом делается отметка. Оценка эффективности работы электрохимической защиты. Определяется коррозионная агрессивность грунта. Составляется протокол измерений удельного электрического сопротивления грунта. Протокол измерения удельного электрического сопротивления грунта. Характеристика грунта по ГОСТ Диапазон измерения прибора, Ом. Диаграмма удельного сопротивления грунта. Расстояние в единицах длины. На карте-схеме указываются измеренные защитные потенциалы. В примечании может отмечаться, в каком случае потенциал при измерении изменялся проходил трамвай Производится измерение потенциала при изменении величины выходного напряжения катодной станции и определяются возможность станции по защите газопровода и запасу мощности, а также качество изоляции по участкам адрес участка указывается. Определяется наличие блуждающих токов по замерам потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения при определении опасности постоянных блуждающих токов. Степень их опасности определяется согласно ГОСТ 9. Протокол измерения смещения разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения при определении опасности блуждающих токов. Протокол измерения смещения потенциала трубопровода при определении опасного влияния переменного тока. Определяются зоны на газопроводе опасные и не опасные по блуждающим токам. На карте-схеме газопровода отмечаются места сквозных повреждений изоляции с привязкой их к местности. Разрабатывается график переходного сопротивления при наличии бесконтактной приборной техники. Составляется протокол обнаружения сквозных повреждений. Протокол обследования изоляционного покрытия газопровода на контакт с грунтом. Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб при наличии прибора ИДН. Разрабатывается схема газопровода с нанесением аномалий. Заполняется протокол обследования магнитометрическим прибором. Протокол обследования магнитометрическим прибором ИДН. Общие выводы и заключение. По результатам диагностирования без вскрытия делаются общие выводы и предварительное заключение по техническому состоянию газопровода. Составляется при необходимости план шурфового контроля. Эффективность работы системы ЭХЗ. Коррозионное состояние металла трубы. Глубина дефекта уменьшение толщины стенки , мм. Толщина стенки на неповрежденных участках, мм. Механические свойства металла трубы. Среднее значение в кольцевом направлении, МШ t. При непосредственном измерении механических характеристик s в , s т , KCU столбцы 2, 3 и 6 не заполняются. Напряженно-деформированное состояние металла трубы. Среднее значение магнитно-шумового сигнала. Фактическое напряжение в стенке трубы, МПа. Определение коррозионной агрессивности грунтов по отношению к углеродистой и низколегированной стали. Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия. Подставляемимеющиеся значения в формулу 1: Значение R к для левой части уравнения. Соответствующее значение R к в правой части уравнения. По формулам 3 и 2 проводим расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия: Таким образом,по результатам расчета, по истечении семи лет на продиагностированном участкегазопровода ожидается снижение переходного сопротивления изоляционного покрытияза допустимые пределы и должно быть принято решение о дальнейшихпротивокоррозионных мероприятиях, в том числе с применением пассивной иактивной электрохимической защиты. Приобследовании технического состояния участка газопровода наружным диаметром мм установлено: Точка Z ф попадает в интервал точности функции y , уточнения параметров функции y не требуется, следовательно: Время эксплуатациигазопровода t , лет. При обследовании 2-го участка газопроводас аналогичными параметрами получены следующие данные: Строим графики аналогично примеру 1. Из графиков аналогично примеру 1 получаем: Расчет остаточногосрока службы по изменению ударной вязкости. При обследовании технического состоянияучастка трубопровода диаметром мм установлено: Точка Z ф попадает в интервал точности функции а н ,уточнения параметров функции а н не требуется, следовательно: Приобследовании 2-го участка газопровода с аналогичными параметрами полученыследующие данные: Из графикованалогично примеру 1 получаем: Расчет остаточногосрока службы газопровода при действии фронтальной коррозии. Определяем по формулам 14 и 13 начальное кольцевое и фактически действующее кольцевое напряжения с учетомутонения стенки трубы: По формуле 15 определяем среднюю скоростькоррозии. Согласно формуле 11 находимостаточный срок службы. Расчет остаточногосрока службы при наличии язвенной питтинговой коррозии. Определяем по формуле 19 критическую глубину дефекта. Согласно формуле 17 определимостаточный срок службы. Целью определения электрическогопереходного сопротивления изоляционного покрытия стального газопровода являетсяуточнение величины переходного сопротивления, измеренного с поверхности земли,и определение на его основании состояния изоляционного покрытия. Измерения проводятся в поперечном сечениитрубопровода, по центру шурфа, на поверхности, не имеющей сквозных поврежденийизоляции. Размеры шурфа должны обеспечивать возможностьвизуального осмотра изоляционного покрытия и проведение измерений. Измерительная аппаратура и материалы. Источник постоянного тока аккумуляторнаябатарея с выходным напряжением не ниже 30 В. Резистор переменный с мощностьюрассеивания 1 Вт и величиной сопротивления до 1,5 кОм. Электрический соединительный провод типаБПВЛ сечением 0,75 мм 2. Перед проведением испытания на участкеизмерения переходного сопротивления с поверхности изоляционного покрытиягазопровода тщательно удаляются загрязнение и влага. На изоляционное покрытие 4 повсему периметру накладывается смоченное тканевое полотно 3. Поверхустанавливается металлический электрод-бандаж 2 , плотно облегающийтканевое полотно. Собирается электрическая схема по рис. Отрицательный полюс источника питания G посредством механического контакта 1 присоединяется к зачищенному до металла участку трубы 5. Электрическаясхема измерения переходного сопротивления изоляционного покрытия. Измерения проводятся по схеме, показаннойна рис. Резистором R отбирается от источника питания G рабочее напряжение в пределах В, котороеконтролируется по вольтметру U. S - площадьметаллического электрода-бандажа, м 2. Величина переходного сопротивлениявычисляется для каждого значения измеряемой силы тока. Результаты измерений заносятся в протокол форма 6. Целью определения глубины дефектовметалла труб стального газопровода является измерение величины дефектов ипоследующий ремонт методом абразивной зачистки. Настоящая методика регламентируетосновные положения, касающиеся проведения работ. Оборудование для определения дефектов. В качестве основных приборов для замера глубиныдефектов используется мерительный инструмент с точностью измерений не менее 0,1мм: Расстояние между соседними дефектами измеряется при помощи линейки,рулетки или штангенциркуля. При использовании для замеров индикаторовтипа ИЧ следует использовать специальную оправку, эскиз которой представленна рис. Оправка состоит из основания 1 ,индикатора часового типа 2 с ценой деления 0,1 мм, закрепленногостопорным винтом 3. При установке приспособления на трубу ножки 4 не должны попадать на поврежденные места. Установку нулевого показания индикаторав приспособлении следует производить на неповрежденном месте трубы, создаваянатяг с обеспечением замеров наиболее глубоких дефектов. Отсчет глубиныдефектов затем производится по разнице показаний. Сменная игла 5 позволяет замерять глубину трещин и язв. Подготовка объекта к измерениям. Перед проведением замеров на участкеповреждения изоляции с трубы газопровода удаляется изоляционное покрытие повсему периметру ширина кольца должна составлять два диаметра трубы, но неменее 0,5 м. Для обеспечения достоверности замеровнеобходимо тщательно очистить поверхность трубы от имеющихся продуктовкоррозии. Удаление продуктов коррозии осуществляется шабером, металлическойщеткой или шкурками с абразивом различной крупности. Первоначально с помощью ультразвуковоготолщиномера измеряется фактическая толщина стенки трубы газопровода вне зоныдефекта. Далее с помощью мерительного инструментаизмеряется глубина каждого коррозионного и трещиноподобного дефекта в данномшурфе. Значения всехизмеренных величин заносятся в протокол форма 7. Предельные размерылокальных утонений стенок для абразивного ремонта. Предельно допустимые размеры локальныхутонений стенок труб газопроводов определяются по табл. Максимально допустимая глубина дефекта h деф , мм. Размеры осей эллипса зачистки, мм. Радиус выборки при зачистке, мм. Толщина стенки h o. Радиус выборки контролируется специальноизготовленным шаблоном. Проведение ремонта методом абразивной зачистки. Оборудованием для ремонта дефектов служатабразивные и другие металлорежущие инструменты: Скорость резания не должна оказывать влияние на структуру металла исключитьперегрев. Зачищенные участки должны иметь формуэллипса рис. Краязачищаемого участка плавно выводятся на поверхность трубы. Не допускается производить зачисткупродольных и кольцевых швов, а также околошовной зоны сварного соединения. После ремонта наиболееглубокое место зачистки с помощью ультразвукового толщиномера подвергаетсяконтролю по определению остаточной толщины. Результаты замеров заносятся впрокол форма 7. Протокол измерений степени коррозионного износа поверхности металла труб подземного газопровода. Данное приложение содержитосновные положения по определению магнитно-шумовым методом неразрушающегоконтроля напряженно-деформированного состояния НДС и вязкостных свойств ударной вязкости KCU металла трубопровода. Оборудование дляопределения НДС и ударной вязкости KCU металла трубопровода. Тарировка осуществляется специализированными центрами. Зависимость ударной вязкости KCU от магнитно-шумового сигнала. Зависимость ударной вязкости KCU от магнитно-шумовогосигнала. К работес магнитно-шумовыми приборами допускаются лица, предварительно обученные работес ними и прошедшие инструктаж по технике безопасности при работе сэлектроизмерительными приборами. Впроцессе работы корпус прибора должен быть заземлен. Подготовка объекта для диагностирования. Дляпроведения замеров магнитно-шумовых сигналов с трубопровода удаляют наружнуюизоляцию по всему периметру ширина кольца должна быть не менее мм , аповерхность замера в форме круга диаметром не менее 50 мм согласно схеме,приведенной на рис. Зачищаемаяповерхность стенки трубы для установки накладного датчика не должна иметьглубоких рисок от наждачной бумаги. Местазамера должны иметь привязку к проектным отметкам на схеме трубопровода. Накладной датчик 1 на рис. С помощьюкабеля питания 4 прибор подключается к источнику питания. При нажатиикнопки 5 загораются контрольная лампа и индикаторные лампы на всехцифровых табло. Для выхода прибора на рабочий режим прибор прогревается втечение мин. Проверкаи настройка прибора осуществляется в такой последовательности. Схема расположения мест замера. Переключатель выбора марки стали 13 рис. Кнопками 6 устанавливается коэффициент усиления, указанный на эталонномобразце, и фиксируемый на цифровом индикаторном табло 7. Нажатием кнопки 8 при загораниииндикаторной лампы 9 рис. Накладной датчик 1 плотноустанавливается на поверхности эталонного образца таким образом, чтобы егонаибольшая ось, помеченная на датчике, располагалась вдоль оси t эталонного образца рис. Для произведения замера следует: Эта операция должна повториться не менее трех раз. Значение сигнала МШ t в фиксируемом положении датчика определяется как средняя величина порезультатам не менее трех измерений. Затем датчик устанавливается наповерхность эталонного образца вдоль оси Z перпендикулярно направлениюоси t и аналогичным образом замеряются значения сигнала в направлении оси Z MIII z. Если полученные значения магнитно-шумовыхсигналов на эталонном образце в направлении осей t и Z отличаютсяот указанных на эталонном образце более чем на семь единиц магнитно-шумовогосигнала, прибор готов к выполнению работ по диагностированию объектаобследования. При отклонении показаний за пределы данных диапазонов приборотправляют на переаттестацию. Проведение замеров иобработка результатов. Переключателями выбора марки стали 13 ивыбора режима 14 и кнопкой установки коэффициента усиления 6 рис. Графу и строку для определения НДС выбирают помаксимальной из средних величин замеров МШ t и МШ z вчетырех точках. Определение ударной вязкости KCU. Переключателем выбора режима 14 икнопкой установки коэффициента усиления 6 в соответствии с графикамизависимости ударной вязкости металла трубы от магнитно-шумового сигнала рис. Измерение значений KCU втрубопроводе осуществляется в каждой точке замера рис. Величина НДС s t , s z , МПа, определяется в ячейке на пересечении полученныхзначений магнитно-шумовых сигналов МШ z в вертикальных графах и МШ t в горизонтальных строках см. Расположение датчикапри замерах НДС и ударной вязкости RCU металла: А - в осевомнаправлении для определения МШ z ; Б- в кольцевом направлении для определения МШ t. Зависимость напряжения отвеличины магнитно-шумового сигнала. В таблице на пересечении значениймагнитно-шумового сигнала в осевом и кольцевом направлениях указан уровеньосевых и кольцевых напряжений в трубе объекта. Если на пересечении значениймагнитно-шумового сигнала в осевом и кольцевом направлениях значения напряженийне указаны, то уровень напряжений в трубе превышает нормативный пределтекучести. Фактическая толщина стенки в точке замера, мм. Положение клавиш настройки при замере напряженно-деформированного состояния. Результаты замеров магнитно-шумового сигнала при определении НДС. Результаты определения НДС средние значения. Положение клавиш настройки при замере KCU. Результаты замеров магнитно-шумового сигнала при определении KCU. В кольцевом направлении МШ t. Результаты расчета KCU по графикам рис. Методика используется дляопределения временного сопротивления s в ипредела текучести s т газопровода по показателям твердости металла. Техническиехарактеристики, рекомендации по проверке и обслуживанию приборов для замератвердости приведены в инструкциях на них. Использование переносных твердомеровдругих конструкций разрешается при условии проведения предварительной тарировкиприбора и корректировки расчетных зависимостей по определению механическихсвойств. Поверхность трубы очищается отизоляции, масла, грязи и окалины для снижения возможности ошибочных измерений. Зачисткуповерхности можно производить шлифовальным кругом, напильником, шкуркой. Приэтом необходимо принять меры против возможного нагрева поверхности, чтобы не измениласьтвердость замеряемой зоны. Изменение твердости производится попериметру трубы газопровода или в локальных зонах по ее длине. Количествозамеров твердости в локальной зоне должно быть не менее трех. Измерениетвердости не производится дважды в одной точке. Фактическая твердость L ф поЛейбу материала газопровода рассчитывается по формуле. D - наружный газопровод, мм;. S - толщина стенки трубы, мм. Временное сопротивление s в и пределтекучести s 0,2 металла по величине твердости по Лейбу рассчитываютпо следующим формулам: Результаты замеров твердости и расчетовпо определению механических свойств материала трубопровода заносятся в протоколзамеров форма 5 приложения Д настоящей Инструкции. С помощью прибора Темп-2 определяютвременное сопротивление s в попоказаниям твердости по программе, заложенной в память прибора. Любое использование материалов сайта возможно только в строгом соответствии с установленными Правилами. Любое коммерческое использование материалов сайта и их публикация в печатных изданиях допускается только на основании договоров, заключенных в письменной форме. Использование Пользователем сервисов сайта возможно только на условиях, предусмотренных Пользовательским Соглашением. Статистика ОТ FAQ Обратная связь Реклама на сайте. Новости Все новости Все новости Законотворчество Государственный надзор и контроль Управление ОТ на региональном и местном уровне События, интервью, факты Передовой опыт Происшествия, аварии, пожары, несчастные случаи Консультации и разъяснения Вопрос-ответ Законотворчество Государственный надзор и контроль Управление ОТ на региональном и местном уровне События, интервью, факты Передовой опыт Происшествия, аварии, пожары, несчастные случаи Консультации и разъяснения Вопрос-ответ Задать вопрос консультанту Все консультации Консультации органов исполнительной власти Организация ОТ на предприятии, СУОТ, трудовые споры Требования безопасности к производственным процессам Несчастные случаи на производстве Обучение по ОТ и ПБ Медосмотры, профзаболевания, МСЭ. СОУТ, экспертиза УТ, производственный контроль, льготы и компенсации СИЗ и СКЗ Промышленная безопасность Пожарная безопасность ГО и ЧС Экология Библиотека Законодательство по охране труда, пожарной и промышленной безопасности Инструкции по ОТ Что такое инструкция по ОТ? Все инструкции Типовые инструкции по охране труда для работников по должностям, отдельным профессиям. Типовые инструкции по охране труда для работников организации на отдельные виды работ. Инструкции по охране труда для работников организации по должностям, отдельным профессиям. Инструкции по охране труда для работников организации на отдельные виды работ. Бланки и формы журналов по ОТ Все действующие ГОСТы Технические нормативы Soft по ОТ и ПБ myObject — Информационная система для специалистов промышленной безопасности Чем вам поможет myObject? Предприятия 8 О программе Скачать программу Купить программу АРМ ОТ О программе Download Экзаменационные вопросы Бесплатная регистрация Наглядная безопасность и охрана труда О программах Перечень всех программ и их содержание Стоимость программ Купить программы оформление заявки Консультации по ОТ Задать вопрос консультанту Все консультации Консультации органов исполнительной власти Организация ОТ на предприятии, СУОТ, трудовые споры Требования безопасности к производственным процессам Несчастные случаи на производстве Обучение по ОТ и ПБ Медосмотры, профзаболевания, МСЭ. Мир, государство, общество, экономика, политика новости Хобби, личное, разное Файлообменник сообщества Все файлы Добавить свой файл Статистика и анализ, отчеты гос. Продукция по охране труда Услуги и продукция в области промышленной безопасности Услуги и продукция в области пожарной безопасности Прочие объявления. Законодательство по охране труда, пожарной и промышленной безопасности Инструкции по ОТ Бланки и формы журналов по ОТ Все действующие ГОСТы Технические нормативы. Определение эффективности работыэлектрохимической защиты ЭХЗ 5. Определение состояния изоляции 5. Определение степеникоррозионных повреждений металла Критериями предельного состояния трубыявляются сквозное коррозионное повреждение или остаточная толщина стенки трубы,которая не позволяет дальнейшую эксплуатацию газопровода из условий обеспеченияпрочности. Определение качества сварных стыков 5. Определение физико-механических свойств металла труб При длительнойэксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металлатруб, в том числе: Параметры Величина для стали Группа А Группа Б a 0, 0, b 0, 0, с 0, 0, е 0, 0, a T 0, -0, b T 0, 0, С T -0, -0, Параметр Группа А Группа Б g -0, а н0 -0, а н0 h 0, а н0 0, а н0 t -0, а н0 -0, а н0 m 1, а н0 0, а н0 l 0, а н0 0, а н0 b 0, а н0 0, а н0 n T 0, -0, u T 0, 0, m T -0,9 Наименование преграды Расположение по карте-схеме Тип прокладки Количество шаг опор, пригрузов Обнаруженные изменения От До Длина, м Дата Характеристика Работы по восстановлению. Наименование пересекаемой или параллельной коммуникации Расположение по карте-схеме ПК Глубина заложения от уровня земли , м Условия прокладки Характеристика преграды, коммуникации От До газопровода пересекающей параллельной коммуникации, преграды Дата и номер проекта Начало и окончание работ. Дата Место расположения по карте-схеме ПК Способ обнаружения Вид повреждения Описание выполненных ремонтных и профилактических работ. Выбор технических средств для проведения диагностирования Наименование прибора Шифр прибора Назначение прибора Примечание. Показания индикатора Привязка к местности Примечание Фоновое значение Условные единицы шкалы. Размер трубы, мм Максимально допустимая глубина дефекта h деф , мм Размеры осей эллипса зачистки, мм Радиус выборки при зачистке, мм Наружный диаметр D Толщина стенки h o 2 а 2 b в осевом направлении в окружном направлении 57 4,5 1,8 25 45 50 5,0 2,0 55 90 6,0 2,4 55 6,0 2,4 55 7,0 2,8 75 8,0 3,2 8,0 3,2 9,0 3,6 Положение клавиш настройки при замере напряженно-деформированного состояния Силы тока Частоты магнитного поля Коэффициента усиления. Задай вопрос - получи ответ; Сам дай консультацию - поможешь другому. Реклама на сайте Наши баннеры Контактная информация ВНИМАНИЕ! Введите код с картинки: Расположение по карте-схеме ПК. Глубина заложения от уровня земли , м. Дата и номер проекта. Начало и окончание работ. Дата и место выпуска. Адгезия к трубе, МПа. Расположение участка на карте-схеме. Диаметр и толщина стенки труб. Зона действия катодной установки. Место расположения по карте-схеме, ПК. Выбор технических средств для проведения диагностирования Наименование прибора. Тип и марка установки. Расстояние до шурфа, м. По измерениям магнитного шума. Оценка коррозионной агрессивности грунта. Минимальная толщина покрытия, мм. Толщина стенки вне зоны дефекта. Остаточная толщина стенки после ремонта. Напряжение в стенке трубы, МПа.
Картины руки любви
Хонда фит характеристики 2002
Кенгурятник на ваз 2109
Расписание игр nhl 2016 2017
Новый год в куршевеле