Руководства, Инструкции, Бланки

инструкция по проведению диагностического обследования подземных переходов img-1

инструкция по проведению диагностического обследования подземных переходов

Категория: Инструкции

Описание

ПРОВЕДЕНИЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ - Студопедия

ПРОВЕДЕНИЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ

Готовность к обучению в школе подразумевает такой уровень физического, психического и социального развития ребенка, который необходим для успешного усвоения школьной программы и при котором требования систематического обучения не будут чрезмерными, не приведут к нарушению здоровья ребенка, срыву социально-психологической адаптации и снижению эффективности обучения.

Используя различные диагностические методики необходимо помнить, что возрастные нормы, связанные с большинством методик, не являются абсолютными и неизменными, пригодными для оценки уровня развития во все времена и всех без исключения детей. Нормы почти всегда относительны и отражают состояние определенной выборки детей, на основе которой эти выборки получены. В каждом конкретном случае, когда в результате обследования дается характеристика ребенку, включающая оценку уровня его психологического развития, указывается, к какой выборке или категории детей относится норма, с которой сравнивается показатель развития данного ребенка. Кроме того, следует учитывать, что нормы сами по себе изменчивы: по мере прогресса общественного развития меняется средний уровень интеллектуального, личностного и поведенческого развития детей. Следовательно, пользоваться нормами, которые были установлены более десяти лет назад, нельзя, так как они требуют обязательной перепроверки и коррекции через каждые три-пять лет.

Исследование готовности к обучению в школе детей старшего дошкольного возраста производится с помощью научно проверенных методов исследования, к качеству которых предъявляются строгие требования. Должны применяться только валидные, точные и надежные методы, так как в противном случае возникает серьезная опасность получения недостоверных данных и совершения ошибок в выводах. Ответственность за качество применяемого метода и за получение с его помощью таких результатов, которым можно доверять, несет пользователь метода.

К проведению диагностических обследований детей предъявляется ряд требований морально-этического характера. Главные из них следующие:

- результаты диагностического обследования ни при каких условиях не должны использоваться во вред ребенку;

- диагностика детей может и должна производиться (за исключением особых случаев из области медицинской или юридической практики) только с согласия самих детей и их родителей;

- родители, за исключением тех, кто по закону был лишен родительских прав, могут знать результаты диагностического обследования своих детей, а также те выводы, которые специалистом сделаны на их основе;

- результаты диагностического обследования без учета многих других факторов и без принятия в расчет мнения педагогов и родителей не могут служить основанием для определения судьбы ребенка и заключения о возможности его обучения и воспитания;

- психодиагностика детей должна проводиться в тесном сотрудничестве психолога, воспитателя, учителя.

Для работы со старшими дошкольниками используется диагностический инструментарий, представляющий собой тесты, которые разделяются на группы по следующим основным признакам: индивидуальные и групповые (коллективные), вербальные и невербальные, количественные и качественные, градуальные и альтернативные, общие и специальные.

Индивидуальные тесты предназначены для работы с каждым испытуемым в отдельности; групповые допускают одновременное тестирование нескольких испытуемых. Вербальные тесты основаны на анализе собственных высказываний испытуемых, невербальные используют для обобщений и выводов иные признаки, кроме речи. Количественные тесты позволяют получать числовые показатели степени развитости изучаемого свойства, а качественные – давать его развернутую описательную характеристику. Градуальные тесты дают возможность выразить в цифрах степень развитости изучаемого свойства при помощи определенной шкалы; альтернативные допускают только два взаимоисключающих вывода типа «да» или «нет». Общие тесты предназначены для исследования какого-либо психологического свойства общего характера, например общего интеллекта. Специальные тесты оценивают некоторое особенное свойство, отличающее человека от других людей, например вербальное или образное мышление.

В педагогике доминируют групповые тесты, так как они являются наиболее экономными для специалиста. Следует, однако, помнить, что данные групповых тестов никогда не бывают абсолютно достоверными, особенно в случае низкого результата. Существует множество причин, приводящих к неадекватному снижению тестовых показателей: неблагоприятное нервно-психическое состояние ребенка в момент обследования (растерянность, возбуждение или беспокойство, связанное с обследованием, с пребыванием в новой обстановке или вызванное предшествующими случайными впечатлениями, у ребенка может именно в этот день болеть голова, он может быть чем-то расстроен и т.п.); случайные отвлечения внимания, вызванные поведением других детей, и др. Следовательно, на основе результатов тестирования не должны делаться окончательные выводы, отрицательно характеризующие оцениваемый уровень.

Практика определения «готовности» и отбора детей не должна содержать в качестве критериев диагностики только комплекс показателей, характеризующих запас сведений, знаний, операциональных умений, помноженных на скорость реакции. В свою очередь методики должны оценивать не только «наученность» («обученность»). Использование подобных методик дает двойной негативный эффект: во-первых, нацеливает родителей и воспитателей «на активную дрессуру», а во-вторых, для большинства детей создает ситуацию неадекватных требований. Методики психолого-педагогической диагностики должны быть адекватны конкретным задачам обследования и направлены, прежде всего, на дифференциацию качественного своеобразия индивидуального развития, а также выделение «факторов риска» в развитии, на комплексную оценку развития ребенка при сопоставлении данных наблюдений родителей и анализа деятельности ребенка при выполнении комплекса заданий.

Обследования могут проводиться в присутствии родителей. Исключение составляют только те методики, во время проведения которых недопустимо никакое, даже случайное влияние на выбор ребенка (например, определение доминирования познавательного или игрового мотива). В остальных случаях при выполнении заданий присутствие родителей желательно. Это придает большую уверенность малышам, и, кроме того, когда родители лично видят, какие задания выполняют их дети, у них не возникает сомнений в предвзятости и неадекватности обследования. В случае необходимости родителям даются рекомендации, какие игры, упражнения, мероприятия можно проводить дома для подготовки ребенка к школе.

Возраст детей при обследовании должен быть не менее 5 лет 6 месяцев. Процедура определения готовности к школе проводится в первой половине дня в период с 9 до 12 часов, желательно во вторник или среду, когда наблюдается максимальный в течение недели уровень работоспособности детей. Общая продолжительность работы детей на одном занятии - не более 40-45 минут. Задания, которые дети не успели выполнить за это время, переносятся на второе занятие. Если ребенок не справляется с общим темпом работы или отказывается ее выполнять при фронтальном обследовании, рекомендуется подвергнуть его индивидуальной проверке.

Обязательным условием успешного проведения диагностического обследования является переход взрослого с позиции обучающего на позицию человека, проводящего диагностику. Это неизбежно влечет за собой изменение его деятельности. Если в процессе повседневной работы основная цель - научить, добиться правильного ответа в данный момент, то в процессе проведения диагностики - получить достоверные данные о состоянии готовности ребенка к школе.

С самого начала обследования важно проанализировать реакцию ребенка на ситуацию обследования: насколько он открыт для контакта, проявляет ли активность (например, изучает обстановку в комнате, рассматривает с интересом игрушки, предметы, находящиеся в ней), или он расторможен (суетится, порывается встать, вертит что-то в руках и т.п.). Следует также отметить проявление заторможенности, напряженности, нежелание обращать на себя внимание, боязнь вступить в разговор. Все эти факты могут быть связаны как с психодинамическими (врожденными) особенностями ребенка, например с импульсивностью или ригидностью, так и с такими качествами его личности, как тревожность или демонстративность. Полученные наблюдения в дальнейшем сопоставляют с данными тестов, что помогает понять природу интеллектуальных или эмоциональных отклонений дошкольника.

При обследовании следует чередовать методики так, чтобы изучение памяти следовало за анализом мышления, а изучение восприятия за исследованием креативности. Начинать диагностику рекомендуется с заданий, предполагающих рисование (как на свободную, так и на заданную тему), предоставляя ребенку время войти в ситуацию обследования. Во время собеседования необходимо установить дружелюбный, непринужденный контакт с малышом, создать благоприятные для него условия, привычную, комфортную обстановку. Все задания должны проводиться в игровой форме и восприниматься детьми как игры. Игровая ситуация дает возможность детям расслабиться, помогает уменьшить стресс. В ситуации, когда ребенок боится отвечать, плохо идет на контакт со взрослым, следует его эмоционально поддержать; если нужно - применить тактильный контакт: погладить по голове, обнять, сопровождая действия словесным выражением уверенности в том, что малыш хорошо справится со всеми играми. Такая поддержка и постоянное подтверждение по ходу выполнения заданий, что ребенок все делает правильно, способствует возникновению контакта между экспериментатором и испытуемым, и в конечном итоге гарантирует чистоту результатов. При этом надо отметить, что тактика одобрения независимо от действительного результата рекомендуется в общении со всеми детьми, так как им особенно важна положительная оценка взрослого.

В ходе обследования не рекомендуется торопить детей, спешить с подсказкой; показывать свое неудовольствие, неудовлетворение; подчеркивать отрицательные результаты и анализировать результаты вместе с родителями в присутствии ребенка.

Результаты обследования могут осложняться из-за:

· трудностей контактов с незнакомыми взрослыми (порой это зависит не от ребенка, а от его собеседников);

· боязни плохих результатов (родители часто очень волнуются сами и пугают детей «экзаменом»);

· неспособности обследуемого (по разным причинам) сосредоточиться, сконцентрировать внимание;

· индивидуальных особенностей деятельности (в частности, медленного темпа работы).

В процессе диагностики важен не только конечный результат выполнения задания, но и ход работы. Поэтому при выполнении дошкольником каждого задания необходимо отмечать в карте обследования показатели его деятельности, состояния здоровья, затруднения, необходимую помощь.

Если результаты диагностирования показывают низкий уровень готовности к школе и ребенок нуждается в специальной коррекционно-развивающей работе, в психологической карте заполняются все рубрики, отражающие его развитие на момент обследования, фиксируются основные проблемы малыша и намечается план соответствующих мероприятий. Однако следует помнить, что недопустимо ставить диагноз на основании одного или даже нескольких показателей. Сами по себе, изолированно, плохая память или высокий уровень воображения ни о чем не свидетельствуют. Плохая память может компенсироваться хорошей произвольностью, а очень развитое воображение может быть и при диагнозе «шизофрения». В случае, когда при проверке психолого-педагогической готовности к школе обнаруживаются особо серьезные отклонения в деятельности ребенка, следует в тактичной форме рекомендовать родителям обратиться к соответствующим специалистам.

© studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам

Другие статьи

Диагностическое обследование защитных покрытий трубопроводов на участках переходов через водные преграды (подводных переходах) - Подземная геолокация

Общество с ограниченной ответственностью «Подземная геолокация» соответствует требованиям ПАО «Газпром» к выполнению работ по диагностике, техническому обслуживанию и ремонту объектов ПАО «Газпром». В соответствии с СТО Газпром 2-2.3-954-2015 «Порядок проверки подрядных организаций на соответствие требованиям »

Диагностическое обследование защитных покрытий трубопроводов на участках переходов через водные преграды (подводных переходах)

Диагностическое обследование защитных покрытий подземных трубопроводов выполняется в соответствии со стандартом предприятия СТП-ПГЛ-001-12.2015 «Комплексное обследование подземных трубопроводов с использованием оборудования серии «Орион» и технологии магнитной локации». либо в соответствии с Методикой оценки состояния защитных покрытий капитально отремонтированных, законченных строительством или реконструкцией трубопроводов с применением диагностического комплекса «ОРИОН-3М» ПАО «Газпром».

Под водными преградами понимаются ручьи, реки, озера глубиной до одного метра при ширине более пяти метров и ручьи, реки, озера шириной более двух метров при глубине более 1 м. Также к водным преградам приравниваются заболоченные территории с глубиной более 0,5 метров. При обследовании защитных покрытий трубопроводов выполняются требования ГОСТ Р 51164-98 к проведению контроля сплошности защитного покрытия и сопротивлению изоляции на уложенном и засыпанном трубопроводе.

При проведении обследования используются специальное снаряжение, оснастка и необходимые плавсредства. Гарантированная достоверность результатов обследования обеспечивается на глубинах заложения трубопровода до 35 метров от поверхности воды.

В результате проведения диагностического обследования защитных покрытий Заказчик получает технический отчет, содержащий следующие сведения об обследуемом участке трубопровода:

— Общие сведения;

— Координаты и длины и участков трубопровода, на которых выявлены отклонения показателей качества изоляционного покрытия от нормативного значения (повреждения);

Для каждого из таких участков указывается:
— Значения интегрального сопротивления изоляционного покрытия (Ом?м2);
— Удельная площадь дефектов в изоляционном покрытии (мм2/м2);
— Остаточный ресурс изоляционного покрытия до ремонта (лет);
— Категория состояния изоляционного покрытия, установленная в соответствии с критериями качества изоляционного покрытия вводимыми ВРД 39.1.10-026-2001
— Оценка состояния интегральной площади дефектов в соответствии с рекомендациями ВРД 39.1.10-026-2001.

— Пространственное положение и глубина заложения трубопровода;

— Трек трассы трубопровода, нанесенный на спутниковый снимок или топографическую карту местности. На треке отображаются участки трубопровода с дефектами изоляционного покрытия и внешние объекты трассы.
— Заключение и рекомендации по результатам обследования.

Стандарт предприятия разработан на базе:

«Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов», ВРД 39-1.10-26-2001, ВНИИГАЗ, 2001 г.

«Методика оценки фактического положения и состояния магистральных подземных трубопроводов с использованием технологии магнитной локации», согласованной с Ростехадзором РФ письмом за № 11-18/5529 от 24.12. 2007 г. ООО «НПП «Техносфера-МЛ», 2007 г.

Дополнение к «Методике оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов» ВРД 39-1.10-26-2001, ЗАО НИИИН МНПО «Спектр», 2011 г.

Все измерения в ходе полевых работ осуществляются с шагом 10см.
Координирование мест повреждений осуществляется в системе WGS-84. Для удобства координаты мест повреждений привязываются к наземным объектам трубопровода (КИПы, крановые площадки и т.д.)
По желанию Заказчика места повреждений могут маркироваться на местности скрытой установкой энергонезависимых радиочастотных меток.

ООО НТЦ Анклав - Подземных трубопроводов

Комплексные электрохимические обследования подземных трубопроводов

Комплексные электрохимические обследования подземных трубопроводов проводятся в соответствии со следующей нормативно-технической документацией:

  • ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»;
  • ГОСТ 9.602-2005 «ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии».

Основные этапы проведения комплексных электрохимических обследований подземных трубопроводов:

  • Анализ проектной и исполнительной документации: рабочие чертежи строительства и средств ЭХЗ, исполнительная документация по строительству, паспорт УКЗ, протоколы сезонных измерений потенциалов, журнал простоев УКЗ, акты шурфовок, акты проведенных капитальных ремонтов УКЗ и др. за весь период эксплуатации объекта обследований.
  • Трассировка и пикетирование положения подземных трубопроводов: трассировка подземных коммуникаций проводится с помощью трассоискателя, ось подземных коммуникаций определяется с точностью до 10см, положение оси подземных коммуникаций, определенное по результатам трассировки, фиксируется пикетами. Результатом является рабочий эскиз, используемый при проведении геодезической съемки (топосъемки) и составлении чертежей подземных трубопроводов.
  • Геодезическая съемка (топосъемка) местоположения пикетов, характерных точек контуров наземных сооружений и средств ЭХЗ. Результаты топосъемки наносятся на рабочий эскиз, используемый при составлении чертежей подземных трубопроводов.
  • Составление чертежей подземных трубопроводов.
  • Разработка технического задания на подготовку объекта к проведению комплексных электрохимических обследований. Результатом является техническое задание, определяющее места шурфовки подземных трубопроводов, требования к изготовлению измерительных марок и порядок их установки на подземных трубопроводах.
  • Изготовление измерительных марок, шурфовка подземных трубопроводов, установка измерительных марок на подземные трубопроводы в соответствии с техническим заданием.
  • Осмотр подземного трубопровода и изоляционного покрытия в шурфах. При проведении внешнего осмотра изоляционного покрытия определяется: тип изоляционного покрытия, толщина (число слоев), наличие и тип обертки, наличие повреждений изоляционного покрытия, физическое состояние изоляционного покрытия, наличие коррозионных повреждений.
  • Отбор проб грунта из шурфов и предварительный анализ грунта. Отбор проб грунта производится в шурфах в точках, максимально приближенных к подземному трубопроводу. При предварительном анализе грунта органолептически определяется: механический состав грунта и его влажность.
  • Лабораторный анализ грунта: коррозионная активность согласно СНиП 2.03.11-85. ГОСТ 9.602-2005. ГОСТ 26423-85 .
  • Толщинометрия элементов подземных трубопроводов. Толщинометрия элементов подземного трубопровода проводится в шурфах, выполненных для установки измерительных марок и в шурфах переходов «воздух-земля» подземных трубопроводов.
  • Геодезическая съемка (нивелирование) измерительных марок. Контрольные точки для нивелирования выбираются на измерительных марках, установленных на подземных трубопроводах и на приводах подземных кранов.
  • Обследование состояния систем ЭХЗ промплощадки.
  • Оценка защищенности подземных трубопроводов средствами ЭХЗ.
  • Оценка состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводов искателем повреждения изоляции (ИПИ).
  • Измерение удельного электрического сопротивления грунта.

По результатам проведения комплексных электрохимических обследований подземных трубопроводов оформляются отчетные материалы, выдается заключение о техническом состоянии подземных трубопроводов.

Нормативные документы - Стандарты организаций - СТО Газпром 2-2

СТО Газпром 2-2.3-095-2007 СТО Газпром 2-2.3-095-2007

Дата введения 2007-08-28

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий ВНИИГАЗ"

2 ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО "Газпром" от 29 декабря 2006 г. № 441 с 28.08.2007 г.

4 ВЗАМЕН Положения по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ, утвержденного Заместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" 22.07.1998 г.

Настоящий стандарт разработан в рамках Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО "Газпром" на 2004 г. утвержденной Председателем Правления ОАО "Газпром" А.Б. Миллером 13 сентября 2004 г. № 01-69, и Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО "Газпром" на 2002-2006 гг. утвержденного Председателем Правления ОАО "Газпром" (АМ-2121 от 15.04.2002 г.): п. 6.3 "Разработка системы диагностического обслуживания трубопроводов (включая прогнозирование и диагностику стресс-коррозии) скважин и энергетического оборудования".

Настоящий стандарт разработан в соответствии с Федеральным законом "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" [1], Правилами, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации [2] и НД Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору [3-7] с учетом требований Федерального закона "О лицензировании отдельных видов деятельности" [8] и НД [9-10] и предусматривает комплекс диагностических мероприятий на протяжении всего жизненного цикла МГ.

Стандарт разработан коллективом авторов: И.И. Губанком, В.В. Салюковым, М.Ю. Митрохиным, А.В. Молокановым, И.А. Долговым, В.Н. Ворониным, О.Н. Поповым, С.В. Романцовым, В.В. Харионовским, В.И. Городниченко, В.Е. Грязиным, М.В. Чубуновым, М.А. Широковым, В.А. Алкаевой, Д.А. Колпаковым, Ф.Г. Тухбатуллиным, М.И. Королевым, А.В. Василевичем, А.Н. Кузнецовым.

1 Область применения

1.1 Действие настоящего стандарта распространяется на диагностическое обследование линейной части магистральных газопроводов диаметром до 1420 мм включительно, запроектированных на рабочее давление до 10,0 МПа.

1.2 Стандарт определяет основные положения комплексного диагностирования технического состояния линейной части магистральных газопроводов, включая диагностику магистральных газопроводов, выполняемую внутритрубными дефектоскопами.

1.3 Стандарт предназначен для Эксплуатирующих организаций, проектных и научно-исследовательских дочерних обществ и организаций ОАО "Газпром", а также Специализированных организаций, занимающихся техническим диагностированием магистральных газопроводов.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9.602-89 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

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

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 18353-79 Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов

ГОСТ 20415-82 Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие требования

ГОСТ 21104-86 Контроль неразрушающий. Магнитоферрозондовый метод

ГОСТ 21105-90 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

ГОСТ 23479-92 Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования

ГОСТ 23667-85 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерения основных параметров

ГОСТ 24289-80 Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения

ГОСТ 25225-82 Контроль неразрушающий. Швы сварных соединений трубопроводов. Магнитографический метод

ГОСТ 27655-88 Акустическая эмиссия. Термины, определения и обозначения

ГОСТ 28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования

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

ГОСТ Р 51330.9-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ Р 52005-2003 Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла. Общие требования

СТО Газпром РД 1.10-098-2004 Методика технического диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов

СТО Газпром 2-3.5-032-2005 Положение по организации и проведению контроля за соблюдением требований промышленной безопасности и обеспечением работоспособности объектов Единой системы газоснабжения ОАО "Газпром"

СТО Газпром 2-3.5-045-2006 Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО "Газпром"

СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО "Газпром"

СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО "Газпром"

СТО РД Газпром 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 27.002, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 Эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию объектов транспорта газа ОАО "Газпром".

3.1.2 Специализированная организация: Организация, включенная в реестр организаций, допущенных к выполнению диагностического обследования на линейной части магистральных газопроводов ОАО "Газпром", или имеющая заключение по ее организационно-технической готовности к ведению работ по диагностированию технического состояния объектов транспорта газа, а также аттестованную диагностическую лабораторию и аттестованных специалистов.

3.1.3 Авария на опасном производственном объекте ОАО "Газпром": Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на действующих опасных производственных объектах ОАО "Газпром"; неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ (природного газа, конденсата и т.д.), находящихся в технологических системах указанных объектов.

3.1.4 Инцидент на опасном производственном объекте ОАО "Газпром": Механическое повреждение или появление скрытого дефекта конструкции, отдельного элемента сооружений действующего опасного производственного объекта, отказ обслуживающих его систем (систем телемеханики, связи, энергоснабжения, электрохимической защиты или других), не повлиявшие на работоспособность объекта, но вызвавшие необходимость принятия нештатных действий, не предусмотренных планом технического обслуживания и ремонта, для восстановления его безопасного состояния.

3.1.5 Техническое состояние объекта: Состояние объекта, которое характеризуется в определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных нормативно-технической документацией.

3.1.6 Контроль технического состояния: Проверка соответствия технического состояния объекта требованиям нормативной документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.

3.1.7 Техническое диагностирование (диагностирование): Процесс определения технического состояния объекта технического диагностирования с определенной точностью, результатом которого является заключение о техническом состоянии объекта технического диагностирования с указанием при необходимости места, вида и причины дефекта (дефектов).

3.1.8 Система технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов: Совокупность средств, объектов и исполнителей, необходимых для проведения диагностического обслуживания линейной части магистральных газопроводов в соответствии с настоящим стандартом.

3.1.9 Система диагностического обслуживания: Совокупность действий по определению и прогнозированию технического состояния находящихся в эксплуатации объектов.

3.1.10 Мониторинг технического состояния: Систематический (непрерывный или периодический) контроль параметров, характеризующих техническое состояние оборудования.

3.1.11 Диагностическая бригада: Группа специалистов по техническому диагностированию.

3.1.12 Специалист по техническому диагностированию: Технический специалист Специализированной организации, имеющий необходимые полномочия, квалификацию и средства для выполнения работ по техническому диагностированию, в том числе с применением внутритрубных дефектоскопов.

3.1.13 База данных: Комплекс структурированных данных, используемых и/или формируемых при диагностическом обслуживании, хранящихся на компьютеризованных устройствах памяти, извлекаемых и/или используемых с помощью соответствующего программного обеспечения.

3.1.14 Интеллектуальная вставка: Устройство, позволяющее проводить мониторинг эксплуатационных параметров газопровода (внутреннее давление и температура) и напряжений на потенциально опасных структурных элементах линейной части магистральных газопроводов.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

А/Д - автомобильная дорога;

АЭ - акустическая эмиссия;

ВТД - внутритрубная диагностика;

ГРС - газораспределительная станция;

ЕСГ - единая система газоснабжения;

Ж/Д - железная дорога;

КИП- контрольно-измерительный пункт;

КРН - коррозионное растрескивание под напряжением;

КС - компрессорная станция;

ЛЧ МГ - линейная часть магистрального газопровода;

ЛЭП - линия электропередач;

МГ - магистральный газопровод;

НД - нормативный документ;

НДС - напряженно-деформированное состояние;

НК - неразрушающий контроль;

ССД - система сбора данных;

ЦПДД - Центральный производственно-диспетчерский департамент;

ЭХЗ - электрохимическая защита.

4 Общие положения

4.1 Основная цель системы диагностического обслуживания ЛЧ МГ - обеспечение бесперебойного транспорта газа в соответствии с плановой производительностью МГ при безаварийной его работе и с минимизацией издержек от рисков природного и техногенного характера.

4.2 Комплексная система обеспечения надежности газотранспортной системы основывается на системе диагностического обслуживания МГ и формируется из следующих направлений:

- разработка и внедрение новых технологий, систем мониторинга, приборных средств диагностики технического состояния ЛЧ МГ и приборов для измерения напряжений, деформаций и перемещений трубопроводных конструкций;

- создание информационных баз и расчетно-экспериментальных инженерных методов оценки риска эксплуатации, прочности и ресурса с учетом результатов диагностирования технического состояния;

- оптимизация методов планирования и организации ремонта МГ с учетом их технического состояния, способов и технико-экономических показателей производства ремонтных работ.

4.3 В зависимости от конструктивных особенностей ЛЧ МГ рассматривают как совокупность структурных элементов, таких как линейные участки газопровода, подводные переходы, переходы через железные и автомобильные дороги, надземные переходы и т.д.

4.4 Средства технического диагностирования должны обнаруживать дефекты с вероятностью не менее 0,9, а измерение размеров дефектов осуществлять с точностью, соответствующей требованиям СТО Газпром 2-3.5-046, что обеспечивает заданные в СТО Газпром 2-3.5-048, СНиП 2.05.06.-85* [11] и НД [12-17] требования по надежности к ЛЧ МГ.

4.5 При диагностическом обслуживании ЛЧ МГ используют информацию, хранящуюся в ССД "Инфотех" [18], информацию, получаемую при проектировании, строительстве и производственном контроле, авторском надзоре проектных организаций, испытаниях и приемке объектов в эксплуатацию, эксплуатации, техническом надзоре и специальных исследовательских работах.

4.6 Система диагностического обслуживания ЛЧ МГ обеспечивает решение следующих задач:

- проведение технического диагностирования ЛЧ МГ в оптимальные сроки на основе определения приоритета обследования, факторного анализа риска эксплуатации и вероятности образования опасного дефекта;

- предупреждение аварий, отказов и инцидентов на ЛЧ МГ ОАО "Газпром";

- планирование ремонта ЛЧ МГ и управление его проведением по фактическому техническому состоянию структурных элементов ЛЧ МГ;

- обоснование решения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации структурных элементов ЛЧ МГ;

- прогнозирование технического состояния ЛЧ МГ.

4.7 Для решения перечисленных задач необходимо обеспечить:

- контроль технического состояния структурных элементов ЛЧ МГ;

- систематизацию и обобщение информации, получаемой в ходе диагностического обслуживания структурных элементов ЛЧ МГ, а также информации, полученной при испытаниях;

- унификацию и внедрение информационного, методического и метрологического обеспечения системы диагностического обслуживания ЛЧ МГ.

4.8 Техническое диагностирование ЛЧ МГ выполняют Эксплуатирующие и Специализированные организации.

4.9 Техническое диагностирование объектов ЛЧ МГ осуществляют Специализированные организации, включенные в реестр организаций, допущенных к выполнению диагностического обследования на ЛЧ МГ, или организации, имеющие в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046 протокол с решением о готовности к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа, а также следующие документы:

- заключение по организационно-технической готовности к ведению работ по диагностированию технического состояния газовых объектов;

- свидетельство об аттестации лаборатории НК в соответствии с ПБ 03-372-00 [5];

- сертификаты на технические устройства;

- разрешение на применение технических устройств (при наличии технических устройств) на опасных производственных объектах в соответствии с правилами [19];

- соответствующие стандарты и методическое обеспечение диагностических работ;

- свидетельства об аттестации по методам НК специалистов по техническому диагностированию;

- свидетельства об аттестации по правилам безопасного проведения работ специалистов по техническому диагностированию, выданные Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.

5 Системный подход к техническому диагностированию линейной части магистральных газопроводов

5.1 Диагностическое обслуживание МГ на этапе эксплуатации в соответствии с рисунком 1 представляет взаимосвязанную систему трех компонентов: информационно-организационного (управление системой диагностического обслуживания, планирование и исполнение технического диагностирования МГ в соответствии с НД [7, 9, 10, 19, 20], информационное обеспечение в соответствии с регламентом [18]), нормативно-методического (нормативное и методическое обеспечение технического диагностирования и оценки технического состояния МГ), и технической части (совокупность различных методов, способов, видов и средств НК, применяемых для контроля технического состояния МГ).

5.2 Техническое диагностирование (обследование) ЛЧ МГ разделяют на функциональное (плановое), специальное и тестовое диагностирование. Виды, методы и способы технического диагностирования, которые необходимо использовать при техническом диагностировании ЛМ МГ, и рекомендации по их применению приведены в приложении А.

5.3 Комплекс диагностических работ, выполняемых при функциональном диагностировании, в соответствии со схемой, представленной на рисунке 2, включает:

- обнаружение на внутренних и наружных поверхностях труб, включая сварные швы, нарушений сплошности металла (прожог, расслоение, неметаллическое включение, раковина, усталостная и стресс-коррозионная трещины, коррозионная язва, задир, канавка, царапина, плена, рванина, непровар), а также вмятин, гофр, смещений кромок и пр.;

- измерение (определение) геометрических параметров дефектов;

- выявление утечек газа;

- выявление нарушений ВРД 39-1.10-006-2000* [10] и охранных зон МГ, определяемых по СНиП 2.05.06.-85* [11];

- обследование состояния средств ЭХЗ и их эффективности в соответствии с ГОСТ Р 51164;

Рисунок 1 - Системный подход к организации диагностического обслуживания магистральных газопроводов

- измерение механических напряжений (деформаций) и перемещений в соответствии с методическими рекомендациями [20] участков газопроводов, находящихся в непроектном положении;

- обследование состояния трубопроводной арматуры в соответствии с методическими указаниями [21];

Рисунок 2 - Структурная схема комплекса диагностических работ на МГ

- определение технического состояния подводных переходов в соответствии с РД 51-3-96 [22], переходов через автомобильные и железные дороги в соответствии с инструкцией [23] и других структурных элементов ЛЧ МГ;

- определение состояния изоляционного покрытия и глубины заложения трубопровода в соответствии с ВРД 39-1.10-026-2001 [24];

- определение возможностей прохождения очистных или измерительных внутритрубных снарядов и диагностических устройств в соответствии с РД-51-2-97 [25];

- измерение толщины стенок труб и твердости металла;

- определение дефектов геометрии трубопровода;

- оценку состояния опор, креплений и других конструктивных элементов надземных переходов;

- оценку состояния узлов приема и запуска очистных устройств;

- наблюдение за динамикой условий эксплуатации, включая замеры давления, температуры продукта и окружающей среды.

5.4 Специальные обследования включают: определение уровня грунтовых вод, ореолов оттаивания и промерзания грунта в полосе отвода и вокруг газопроводов, концентрации водородных ионов рН, внешних нагрузок и воздействий, фиксацию перемещений грунтов, окружающих газопроводы и на прилегающих территориях, и изменения других условий эксплуатации, а также экологической ситуации в зоне, окружающей контролируемые объекты.

5.5 Тестовое диагностирование объектов осуществляют при специально создаваемых контрольных нагрузках и воздействиях, отличающихся от эксплуатационных по величине и времени воздействия.

5.6 Техническое диагностирование ЛЧ МГ Эксплуатирующие организации планируют с учетом предварительно выявленных потенциально опасных и особо ответственных и сложных для технического диагностирования структурных элементов ЛЧ МГ.

5.6.1 К потенциально опасным структурным элементам МГ относят участки МГ, характеризующиеся следующими признаками:

- участки примыкания к КС со стороны высокого давления;

- участки, расположенные на льдистых, вечномерзлых, слабонесущих грунтах;

- участки, расположенные на обводненных территориях (болота, поймы рек, ручьи, водотоки и др.);

- участки, проложенные в сейсмических районах;

- участки с опасными эндогенными и экзогенными процессами (оползень, пересеченная местность, тектонический разлом, карстообразование, эрозия и т.д.);

- участки со сложными геокриологическими условиями, на которых ожидаются пучение или осадка грунтов;

- участки, на которых имели место аварии, отказы и инциденты и прилегающие к ним участки;

- участки, на которых имеются отклонения от проектных решений;

- участки на которых значение защитного потенциала не соответствует ГОСТ Р 51164;

- участки, пересекаемые ЛЭП или близко к ним расположенные;

- участки, в соответствии с инструкцией [26] склонные к стресс-коррозии.

5.6.2 К особо ответственным и сложным для диагностирования структурным элементам ЛЧ МГ относят:

- участки, имеющие сложную конфигурацию в горизонтальной или вертикальной плоскости либо в обеих плоскостях одновременно;

- участки с высокой интенсивностью балластировки;

- участки пересечений МГ;

- переходы через автомобильные и железные дороги;

- участки ЛЧ МГ, прилегающие к камерам приема-запуска очистных устройств и компенсаторам.

6 Схема технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов

6.1 Техническое диагностирование ЛЧ МГ Эксплуатирующие организации проводят в соответствии со схемой, представленной на рисунке 3.

6.2 Для учета конструктивных особенностей и условий эксплуатации, а также видов дефектов при составлении алгоритма диагностирования Эксплуатирующие организации формируют перечень структурных элементов ЛЧ МГ в соответствии с рисунком 4 и перечень характерных дефектов, отклонений от проектных решений, нарушений охранных зон в соответствии с рисунком 5. Комплекс взаимодополняющих методов диагностирования структурных элементов ЛЧ МГ разрабатывают с учетом перечня характерных дефектов, отклонений от проектных решений, нарушений охранных зон в соответствии с СНиП 2.05.06.-85* [11] и правил эксплуатации ВРД 39-1.10-006-2000* [10].

Рисунок 3 - Схема технического диагностирования ЛЧ МГ

6.3 На основании перечня структурных элементов ЛЧ МГ и перечня обнаруженных ранее характерных дефектов, отклонений от проектных решений, нарушений охранных зон и т.п. Эксплуатирующая организация ранжирует структурные элементы ЛЧ МГ по очередности технического диагностирования в соответствии с критериями настоящего стандарта.

6.4 Эксплуатирующая организация проводит работы по обеспечению диагностирования ЛЧ МГ:

- проводит подготовку участков ЛЧ МГ к проведению ВТД;

- устанавливает постоянные маркеры по трассе с привязкой к системе спутниковой навигации, в том числе на потенциально опасных, особо ответственных участках и сложных структурных элементах;

- производит расчистку полосы газопровода и обеспечивает подъезды к трассе;

- обеспечивает установку и сохранность КИП и т.п.

Рисунок 4 - Схема формирования структурных элементов ЛЧ МГ

6.5 В алгоритмах диагностирования структурных элементов ЛЧ МГ, не подготовленных к ВТД, в соответствии со схемой диагностического обслуживания, представленной на рисунке 2, предусматривают проведение наиболее информативных методов обследования - электрометрических обследований в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-088, а также магнитометрических обследований в соответствии с РД 102-008-2002 [27].

Рисунок 5 - Схема формирования перечня характерных дефектов, отклонений от проектных решений, нарушений охранных зон и нарушений правил эксплуатации МГ

6.6 Для структурных элементов ЛЧ МГ, подготовленных к ВТД, алгоритм диагностирования предусматривает проведение ВТД, а другие виды и методы диагностики в соответствии со схемой диагностического обслуживания, представленной на рисунке 2, применяют с целью выявления дефектов, отклонений и нарушений, не выявляемых ВТД.

6.7 По результатам ВТД, электрометрических обследований, обследований с поверхности земли, обследований на наличие дефектов стресс-коррозии по факторам, способствующим образованию и росту дефектов стресс-коррозии, аэрокосмических обследований и др. обследований Специализированные организации определяют места для инструментального обследования в шурфах. Эксплуатирующие организации проводят инструментальное обследование в шурфах для подтверждения наличия дефектов, а также установления их размеров с целью оценки погрешностей результатов определения размеров дефектов в предыдущих обследованиях.

6.8 С учетом специфики структурных элементов алгоритм диагностирования ЛЧ МГ может быть расширен, например, включением постоянного мониторинга утечек газа на особо ответственных и сложных для диагностирования структурных элементах или мониторинга напряжений с применением интеллектуальных вставок на потенциально опасных структурных элементах.

6.9 При выборе мест установки интеллектуальных вставок и других средств мониторинга напряжений (деформаций) определяют наиболее нагруженные зоны потенциально опасных и особо ответственных и сложных для диагностирования структурных элементов ЛЧ МГ. Для их определения используют результаты натурной инструментальной съемки пространственного положения участка МГ с последующей оценкой НДС в соответствии с инструкцией [28], расчеты общего НДС (методом конечных элементов) и данные экспериментальных измерений напряжений.

6.10 Данные о напряжениях (деформациях) в газопроводе используют:

- для оценки работоспособности и запаса прочности структурного элемента ЛЧ МГ;

- анализа эффективности защитных мероприятий на потенциально опасных структурных элементах ЛЧ МГ;

- выбора метода ремонта ЛЧ МГ.

7 Организация диагностирования линейной части магистральных газопроводов

7.1 Организационная структура технического диагностирования ЛЧ МГ в соответствии с рисунком 6 базируется на централизованной системе управления и включает: Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром", Эксплуатирующие организации, Специализированные организации (ДОАО "Оргэнергогаз", ЗАО НПО "Спецнефтегаз" и др.) и научно-исследовательские и проектные институты (ООО "ВНИИГАЗ", ОАО "Гипрогазцентр" и др.).

7.2 Организационная структура технического диагностирования ЛЧ МГ определяет взаимодействие между ОАО "Газпром", Эксплуатирующими организациями, научно-исследовательскими и проектными организациями и Специализированными организациями.

7.3 ОАО "Газпром" осуществляет организационно-техническое обеспечение системы диагностического обслуживания ЛЧ МГ, включающее:

- формирование концепции целостности, стратегии диагностического обслуживания и планирования диагностических работ и программы развития системы технического диагностирования ЛЧ МГ;

- анализ технического состояния ЛЧ МГ на основе результатов технического диагностирования ЛЧ МГ и планирование управленческих решений по инвестициям в капитальный ремонт и реконструкцию ЛЧ МГ;

Рисунок 6 - Организационная структура системы диагностического обслуживания ЛЧ МГ

- координацию работ по обеспечению эксплуатационной надежности ЛЧ МГ;

- прием и анализ заявок на проведение технического диагностирования ЛЧ МГ;

- утверждение годового плана работ ОАО "Газпром" по техническому диагностированию ЛЧ МГ;

- обобщение и анализ информации по результатам технического диагностирования ЛЧ МГ;

- контроль за выполнением плана работ по техническому диагностированию ЛЧ МГ.

7.4 Научно-исследовательские и проектные организации осуществляют:

- научное обеспечение диагностических работ;

- подготовку НД по техническому диагностированию ЛЧ МГ;

- разработку НД по анализу результатов технического диагностирования ЛЧ МГ;

- анализ данных о техническом состоянии ЛЧ МГ, в том числе с использованием ССД "Инфотех";

- выявление закономерностей в появлении дефектов и неисправностей на ЛЧ МГ;

- разработку рекомендаций по дальнейшей безопасной эксплуатации ЛЧ МГ;

- анализ перспектив развития технологий технического диагностирования ЛЧ МГ;

- прогноз технического состояния ЛЧ МГ.

7.5 Специализированная организация, ответственная за централизованную систему сбора, передачи, обработки и хранения данных о технологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ (ССД "Инфотех"), осуществляет:

- развитие и ведение (поддержание в рабочем состоянии и наполнение сведениями о результатах ремонтов, инспекции и диагностике ЛЧ МГ) ССД "Инфотех" и организацию доступа к ней;

- разработку форм отчетности по структурным элементам ЛЧ МГ, которые должны содержать полную информацию обо всех работах, проводимых на них за весь период эксплуатации, и их фактическом техническом состоянии;

- формирование предложений для Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром" по плану проведения технического диагностирования;

- составление годовых отчетных справок для Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром" о техническом состоянии структурных элементов.

7.6 Специализированные организации, проводящие диагностирование структурных элементов ЛЧ МГ осуществляют:

- поиск и апробацию новых методов и средств технического диагностирования;

- выполнение технического диагностирования ЛЧ МГ в соответствии с планом проведения диагностики трубопроводов и ГРС, а также по заявкам Эксплуатирующих организаций;

- представление результатов диагностирования ЛЧ МГ Эксплуатирующей организации, составление заключений о техническом состоянии обследованных структурных элементов ЛЧ МГ и выдачу рекомендаций об условиях их дальнейшей эксплуатации.

7.7 Эксплуатирующие организации осуществляют:

- формирование заявок на проведение технического диагностирования ЛЧ МГ;

- подготовку структурных элементов ЛЧ МГ к техническому диагностированию;

- обеспечение безопасного проведения работ при техническом диагностировании ЛЧ МГ;

- оперативный контроль за выполнением технического диагностирования ЛЧ МГ;

- проведение ремонтно-восстановительных работ и предоставление информации по результатам ремонта в ССД "Инфотех".

8 Рекомендации по определению приоритета обследования структурных элементов магистральных газопроводов и сроков проведения очередных обследований

8.1 Определение приоритета обследования линейной части магистральных газопроводов на основе анализа вероятности возникновения дефектов и отказов

8.1.1 Приоритет по техническому диагностированию линейных участков МГ назначают по ожидаемой вероятности возникновения отказа на линейном участке за время эксплуатации.

8.1.2 Расчет вероятности отказа проводят по локальной интенсивности отказов на рассматриваемом участке ЛЧ МГ.

8.1.3 Значение локальной интенсивности отказов л рассчитывают на основании статистических данных об инцидентах и отказах на газопроводах и по результатам экспертных оценок конструктивно-технологических особенностей, условий строительства, эксплуатации и текущего технического состояния (наличия дефектов) ЛЧ МГ в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

8.1.4 Среднюю интенсивность отказов рассчитывают на 1000 км газопроводов за год эксплуатации.

8.1.5 Интенсивность отказов обследуемого участка МГ л вычисляют в соответствии со структурной схемой, представленной на рисунке 7, по формуле

где рег - среднестатистическая интенсивность отказов для газотранспортного предприятия, которое обслуживает участок газопровода - среднее число отказов в год на 1000 км газопроводов;

kD - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности отказов от диаметра газопровода;

Рисунок 7 - Схема расчета риска (вероятности отказа) эксплуатации линейной части магистральных газопроводов

Вср - балльная оценка для среднестатистического участка газопровода (по десятибалльной шкале), принимают равной 3,65;

pi, qij - весовые коэффициенты, учитывающие определенный относительный вклад каждого фактора внутри каждой из групп технологических и природных факторов влияния;

Fij - балльные оценки факторов риска для обследуемого участка газопровода;

J(i) - число факторов внутри каждой из групп.

8.1.6 Значения параметров рег, kD, pj, qij и балльных оценок факторов риска Fij в зависимости от конструктивно-технологических особенностей, условий строительства и эксплуатации, а также текущего технического состояния рассматриваемого участка газопровода определяют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

8.1.7 Вероятность возникновения одного или более отказов на обследуемом участке газопровода Р(п1) с учетом значения интенсивности отказов вычисляют по формуле

где t - время дальнейшей эксплуатации этого участка, год;

L - протяженность обследуемого участка газопровода, км.

8.1.8 Вероятность возникновения отказов Р(п1) используют при составлении планов реконструкции и капитального ремонта, а также для определения приоритета проведения технического диагностирования линейных участков МГ.

8.1.9 В первую очередь следует проводить техническое диагностирование участков МГ, на которых вероятность отказа за один и тот же интервал времени наибольшая.

8.2 Критерии выбора структурных элементов линейной части магистральных газопроводов для технического диагностирования

8.2.1 Критерий определения очередности обследования подземных переходов через железные и автомобильные дороги основан на информации, полученной по результатам проведенных обследований. Обследования переходов проводят в соответствии с инструкцией [23]. Критерий основан на факторах, характеризующих техническое состояние переходов в их балльных количественных оценках, приведенных в таблице 1.

Таблица 1 - Факторы, характеризующие техническое состояние переходов и их балльные количественные оценки

8.2.2 Суммарная балльная оценка является критерием для определения приоритета проведения обследования переходов. В план проведения технического диагностирования в первую очередь включают переходы через железные и автомобильные дороги с наибольшей балльной оценкой.

8.2.3 Пример определения приоритета проведения обследования переходов через автомобильные и железные дороги в соответствии с балльными оценками представлен в приложении Б.

8.2.4 Критерий определения очередности обследования подводных переходов основан на информации, полученной по результатам проведенных обследований. Обследования подводных переходов проводят в соответствии с РД 51-3-96 [22]. Критерий основан на факторах, характеризующих техническое состояние подводных переходов, и их балльных количественных оценках, приведенных в таблице 2.

8.2.5 Суммарная балльная оценка является критерием для определения приоритета проведения обследования подводных переходов. В план проведения технического диагностирования в первую очередь включают подводные переходы с наибольшей балльной оценкой.

Таблица 2 - Факторы, характеризующие техническое состояние подводных переходов, и их балльные количественные оценки

8.2.6 Пример определения приоритета проведения обследования подводных переходов в соответствии с балльными оценками представлен в приложении Б.

8.3 Определение периодичности проведения диагностирования линейных участков магистральных газопроводов

Структурные схемы статистической обработки данных внутритрубной диагностики и определения периодичности проведения ВТД на ЛЧ МГ с целью обнаружения коррозионных и стресс-коррозионных дефектов приведены на рисунках 8 и 9.

Рисунок 8 - Структурная схема определения времени проведения очередной ВТД с целью обнаружения стресс-коррозионных дефектов Рисунок 9 - Структурная схема определения времени проведения очередной ВТД с целью обнаружения коррозионных дефектов

8.3.1 Статистическая обработка стресс-коррозионных дефектов по результатам внутритрубной инспекции

8.3.1.1 Время проведения очередной внутритрубной диагностики определяют по зависимостям, получаемым на основе статистической обработки данных ВТД и прогноза роста глубины дефектов.

8.3.1.2 Для статистической обработки и прогноза используют только данные ВТД, которые были проведены начиная с 2000 года.

8.3.1.3 Дефектами КРН считают дефекты, обозначенные в дефектной ведомости как "продольная трещина" или "зона продольных трещин".

8.3.1.4 Статистическую обработку с целью определения параметров распределения стресс-коррозионных дефектов производят начиная с первой информативной ВТД, при которой было обнаружено не менее 20 дефектов КРН, глубина которых равна или превышает значение 0,2 (20% от толщины стенки трубы). По результатам следующих ВТД определяют число новых стресс-коррозионных дефектов, обнаруженных на данном участке ЛЧ МГ.

8.3.1.5 Распределение глубины дефектов, обнаруженных при проведении ВТД, описывают показательным законом распределения. Функция плотности распределения показательного закона имеет вид:

f(dот) = 1/exp(-dот/),

где f(dот) - плотность распределения относительной глубины дефектов;

dот = d/ - относительная глубина дефекта (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы);

- параметр закона распределения.

8.3.1.6 Параметр распределения глубины дефектов, обнаруженных при первой информативной ВТД, 1, определяют по зависимостям, представленным на рисунке 10, или по следующей формуле:

где m0,2, m0,3 - число обнаруженных при ВТД стресс-коррозионных дефектов, с относительной глубиной, большей или равной соответственно 0,2 и 0,3.

8.3.1.7 Значения m0,2, m0,3 определяют по дефектным ведомостям результатов ВТД, хранящихся в базе данных ССД "Инфотех".

Рисунок 10 - Определение параметра распределения коррозионных и стресс-коррозионных дефектов

8.3.1.8 Прогнозируемое число стресс-коррозионных дефектов на участке газопровода - п (включая дефекты, глубина которых ниже порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа) вычисляют по формуле

или определяют по графику, представленному на рисунке 11.

Рисунок 11 - Определение прогнозируемого числа дефектов

8.3.2 Статистическая обработка коррозионных дефектов по результатам внутритрубной инспекции

8.3.2.1 Коррозионными считают дефекты, обозначенные в дефектных ведомостях как "коррозия", "коррозия по всей длине", "каверна", "продольные и поперечные канавки".

8.3.2.2 Статистическую обработку с целью определения параметров распределения коррозионных дефектов производят начиная с первой информативной ВТД, при которой было обнаружено не менее 20 дефектов, глубина которых равна или превышает значение 0,15 (15 % от толщины стенки трубы).

8.3.2.3 Определение параметров распределения коррозионных дефектов производят для двух последних ВТД начиная с первой информативной ВТД (если после первой информативной ВТД уже была проведена диагностика).

8.3.2.4 Перед проведением статистической обработки из данных предпоследней ВТД исключают дефекты, которые были отремонтированы в период между ВТД, так как этих дефектов нет в данных последней внутритрубной диагностики.

8.3.2.5 Параметр распределения показательного закона определяют по зависимостям, представленным на рисунке 10, или по следующей формуле:

где m0,15, m0,3 - число обнаруженных при ВТД коррозионных дефектов с относительной глубиной, большей или равной соответственно 0,15 и 0,3.

8.3.2.6 Значения m0,15, m0,3 определяют по дефектным ведомостям результатов ВТД, хранящихся в базе данных ССД "Инфотех".

8.3.2.7 Прогнозируемое число коррозионных дефектов на участке газопровода - п (включая дефекты, глубина которых ниже порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа) вычисляют по формуле

п = m0,15/ехр(-0,15/) (4)

или определяют по графику, представленному на рисунке 11.

8.3.2.8 Примеры статистической обработки результатов внутритрубной диагностики приведены в приложении Б.

8.3.3 Определение сроков проведения повторной внутритрубной инспекции магистрального газопровода для обнаружения стресс-коррозионных дефектов

8.3.3.1 Интервал времени до проведения очередного обследования ЛЧ МГ с целью обнаружения стресс-коррозионных дефектов определяют из условия необходимости обнаружения дефектов, которые не были обнаружены в предыдущих обследованиях из-за их малых размеров и вновь образовавшихся дефектов.

8.3.3.2 До первой информативной ВТД (до тех пор, пока при ВТД обнаруживают незначительное количество КРН дефектов) после выполнения ремонта проведение очередной ВТД для обнаружения стресс-коррозионных дефектов назначают через пять лет.

где п - прогнозируемое число стресс-коррозионных дефектов, определенное при статистической обработке результатов первой информативной ВТД;

j - число проведенных ВТД начиная с первой информативной ВТД;

1 - параметр показательного закона распределения на рассматриваемом участке газопровода, определенный при статистической обработке результатов первого информативного обследования;

j - параметр распределения глубины дефектов, определенный по результатам последней ВТД по формуле

8.3.3.4 Если интервал времени tВТд окажется более 5 лет, то в связи с тем, что при ВТД возможен пропуск дефектов, он устанавливается равным 5 годам.

8.3.3.5 Пример расчета времени проведения очередной ВТД для обнаружения стресс-коррозионных дефектов приведен в приложении Б.

8.3.4 Определение сроков проведения повторной внутритрубной инспекции магистрального газопровода для обнаружения коррозионных дефектов

8.3.4.1 Интервал времени до проведения очередного обследования ЛЧ МГ с целью обнаружения коррозионных дефектов определяют из условия необходимости обнаружения коррозионных дефектов, которые не были обнаружены в предыдущих обследованиях, обнаружения вновь образовавшихся дефектов, а также для контроля изменения размеров дефектов, которые не были отремонтированы по итогам предыдущего обследования.

8.3.4.2 До первой информативной ВТД (до тех пор, пока при ВТД обнаруживают незначительное количество коррозионных дефектов) после выполнения ремонта проведение очередной ВТД для обнаружения коррозионных дефектов назначают через 5 лет.

где j - количество ВТД, проведенных начиная с первой информативной ВТД;

nj и j - прогнозируемое число коррозионных дефектов и параметр распределения глубины дефектов, определенные по результатам последней ВТД;

j-1 - параметр распределения глубины дефектов, определенный при статистической обработке данных предпоследней ВТД.

8.3.4.5 При ремонте в первую очередь устраняют наиболее опасные коррозионные дефекты. Если при этом наряду с опасными дефектами устраняют менее опасные дефекты, то их не учитывают в числе отремонтированных дефектов.

8.3.4.8 В случае пропуска двух снарядов - продольного и поперечного намагничивания, которые обнаруживают как коррозионные, так и стресс-коррозионные дефекты, время проведения очередной ВТД определяют как меньшее из двух значений, рассчитанных по выражениям (5) и (6).

8.3.4.9 Пример расчета времени проведения очередной ВТД для обнаружения коррозионных дефектов приведен в приложении Б.

8.3.5 Определение времени проведения повторного обследования участка магистрального газопровода по результатам экспертной оценки интенсивности отказов, составленной на основе комплексного диагностирования технического состояния газопровода

8.3.5.1 Определение времени проведения повторного обследования участка МГ, не подготовленного для проведения ВТД, осуществляют на основе экспертной оценки локальной интенсивности отказов.

8.3.5.2 Для оценки интенсивности отказов и определения времени проведения очередного комплексного обследования участка МГ используют группы риска, балльные оценки которых изменяются по времени и могут быть определены при комплексном обследовании участка МГ.

8.3.5.3 Интенсивность отказов рассматриваемого участка л определяют в соответствии с блок-схемой, представленной на рисунке 12, по формуле

где ср - средняя для МГ ОАО "Газпром" интенсивность отказов, равная 0,2 отказа в год на участке МГ длиной 1000 км;

kрег - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности отказов от региона прокладки газопровода;

рi и qij - весовые коэффициенты групп и факторов риска соответственно;

Fij - балльные оценки факторов риска для рассматриваемого участка МГ;

Вcp - балльная оценка среднестатистического участка МГ;

kD - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности отказов от диаметра газопровода;

J(i) - число факторов внутри каждой из групп.

Рисунок 12 - Блок-схема определения локальной интенсивности отказов л и времени проведения следующего комплексного диагностирования участка МГ

Значения величин kрег, kD, pi и qij приведены в СТО Газпром РД 39-1.10-084. Балльные оценки факторов риска Fij определяют по результатам комплексного диагностирования технического состояния участка МГ в соответствии с методическими указаниями СТО РД Газпром 39-1.10-084.

Опросный лист, позволяющий определить балльные оценки факторов риска, приведен в приложении В.

8.3.5.4 Для экспертной оценки интенсивности отказов рассматривают следующие группы риска:

- "внешние антропогенные воздействия";

- "отказы и утечки, имевшие место в прошлом".

8.3.5.5 В качестве оцениваемых участков газопровода рассматривают участки, лежащие между КС в зоне ответственности одного линейно-производственного управления.

8.3.5.6 Для вероятности безаварийной эксплуатации, равной 0,95, время безаварийной эксплуатации (число лет) вычисляют по формуле

где lу - средняя длина участка, равная 60 км.

8.3.5.7 По истечении времени tком необходимо проводить следующее комплексное диагностирование технического состояния данного участка МГ.

8.3.5.8 Если расчетное время проведения следующего комплексного диагностирования технического состояния оказывается малым, намечают рекомендации по повышению эксплуатационной надежности. С учетом намеченных мероприятий по формуле (7) пересчитывают локальную интенсивность отказов и для этого значения л по формуле (8) уточняют время проведения следующего обследования газопровода.

9 Техническое диагностирование региональных газопроводов и газопроводов-отводов

9.1 Для технического диагностирования региональных газопроводов и газопроводов-отводов применяют ВТД, наземные методы обследования, обследования с применением летательных аппаратов и другие способы и методы контроля.

9.2 ВТД проводят на региональных газопроводах и газопроводах-отводах, оборудованных стационарными или временными камерами приема-запуска очистных поршней. На региональных газопроводах и газопроводах-отводах, где проведение ВТД невозможно из-за конструктивных особенностей или нецелесообразно, для технического диагностирования используют: радиолокацию с применением георадара в соответствии с методикой [30], магнитометрию в соответствии с РД 102-008-2002 [27], акустическую эмиссию в соответствии с ПБ 03-593-03 [29], электрометрию в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-088, оптические и тепловые методы обнаружения утечек газа и другие способы и методы контроля.

9.3 Техническое диагностирование в шурфах региональных газопроводов и газопроводов-отводов, включающее проведение визуально-измерительного и неразрушающего контроля труб, рассматривают в качестве метода обследования, дополняющего ВТД с целью повышения достоверности оценки технического состояния линейной части региональных газопроводов и газопроводов-отводов, а также в качестве самостоятельного вида обследования на региональных газопроводах и газопроводах-отводах, на которых не планируют проведение ВТД.

9.4 Очередность технического диагностирования региональных газопроводов и газопроводов-отводов определяют в соответствии с разделом 8.1 по ожидаемой вероятности отказа с учетом их региональной значимости и возможности резервирования транспорта газа.

9.5 Определение технического состояния региональных газопроводов и газопроводов-отводов без проведения ВТД предусматривает выполнение следующих работ:

- проведение технического диагностирования с применением магнитометрических, радиолокационных, акустических и других наземных методов обследования;

- определение на основе анализа условий и факторов, способствующих образованию и развитию дефектов, очередности проведения технического диагностирования в шурфах на участках региональных газопроводов и газопроводов-отводов с обнаруженными наземными методами обследования дефектами;

- обнаружение дефектов в шурфах по результатам технического диагностирования участков региональных газопроводов и газопроводов-отводов;

- оценка степени опасности и отбраковка обнаруженных дефектов.

9.6 В первую очередь техническое диагностирование региональных газопроводов и газопроводов-отводов в шурфах проводят на потенциально опасных участках с обнаруженными дефектами. На остальных участках трассы газопроводов, где были обнаружены дефекты, очередность проведения технического диагностирования в шурфах устанавливают на основе анализа факторов, способствующих образованию и росту дефектов. Для выявления факторов, способствующих образованию и росту дефектов, проводят анализ проектно-исполнительной документации и полевые обследования газопроводов с целью уточнения оценок факторов, выявленных по документации, и математическую обработку результатов анализа документации и полевых обследований.

9.7 В качестве факторов, способствующих образованию и росту дефектов на региональных газопроводах и газопроводах-отводах, рассматривают:

- состояние изоляционного покрытия;

- защищенность средствами ЭХЗ;

- уровень грунтовых вод;

- коррозионную агрессивность грунта;

9.8 Для выявленных в процессе анализа проектно-исполнительной документации и полевых обследований факторов, способствующих образованию и росту дефектов, определяют показатели, численно характеризующие влияние каждого фактора на техническое состояние газопроводов.

9.9 Показатель kф, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, на техническое состояние региональных газопроводов и газопроводов-отводов, определяют с учетом весовых коэффициентов отдельных показателей, количественно характеризующих влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, рекомендуемые значения которых приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Факторы, способствующие образованию и росту дефектов, и рекомендуемые значения весовых коэффициентов показателей

9.10 Процедуру определения показателя, численно характеризующего состояние изоляционного покрытия, осуществляют в соответствии с ВРД 39-1.10-026-2001 [24]. Для этого по результатам электрометрических обследований оценивают состояние изоляционного покрытия и определяют показатель состояния изоляционного покрытия по данным таблицы 4.

Таблица 4 - Показатель состояния изоляционного покрытия

9.11 Определение значения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с защищенностью участков региональных газопроводов и газопроводов-отводов средствами ЭХЗ, проводят по результатам их электрометрического обследования. По результатам обследования показатель защищенности средствами ЭХЗ определяют по таблице 5. Участки газопровода, где разность потенциалов "труба - земля" выходит за пределы, установленные в ГОСТ Р 51164, имеют значение показателя, равное 1.

Таблица 5 - Значения показателя, характеризующего фактор защищенности средствами ЭХЗ

9.12 Определение значения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с уровнем грунтовых вод, проводят по проектно-изыскательской документации и уточняют при полевом обследовании. Полевое обследование трасс региональных газопроводов и газопроводов-отводов с целью уточнения уровня грунтовых вод проводят в соответствии с методическими рекомендациями [31]. По результатам обследования показатель уровня грунтовых вод определяют по таблице 6.

Таблица 6 - Значения показателя, характеризующего фактор уровня грунтовых вод

9.13 Коррозионную агрессивность грунтов на трассах региональных газопроводов и газопроводов-отводов определяют в соответствии с ГОСТ 9.602 по значению удельного электрического сопротивления.

Показатель, численно характеризующий фактор, связанный с коррозионной агрессивностью грунта, определяют по формуле

где - удельное электрическое сопротивление грунта.

При 50 показатель, связанный с коррозионной агрессивностью грунта, принимают равным нулю (G4 = 0).

9.14 Определение значения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с наличием на участке газопровода блуждающих токов, проводят по результатам электрометрического обследования. В таблице 7 приведены значения показателя, учитывающего фактор, связанный с наличием блуждающих токов.

Таблица 7 - Значения показателя, характеризующего наличие блуждающих токов на участке трассы

9.15 Определение значения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с типом грунта, проводят по проектно-изыскательской документации и уточняют при полевом обследовании. В таблице 8 приведены значения показателя, учитывающего фактор, связанный с типом грунта.

Таблица 8 - Значения показателя, численно характеризующего фактор, связанный с типом грунта

9.16 Показатель, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, на техническое состояние региональных газопроводов и газопроводов-отводов, рассчитывают по значениям показателей исследованных факторов, способствующих образованию и росту дефектов, с учетом их весовых коэффициентов по формуле

где jф - количество исследованных факторов, способствующих образованию и росту дефектов;

lг - расстояние от узла подключения регионального газопровода и газопровода-отвода;

i - весовой коэффициент;

Gi(lг) - значение i-го показателя на расстоянии lг от узла подключения регионального газопровода и газопровода-отвода.

9.17 По значению показателя kф определяют очередность технического диагностирования в шурфах участков региональных газопроводов и газопроводов-отводов с обнаруженными дефектами.

9.18 В первую очередь техническое диагностирование в шурфах с использованием методов неразрушающего контроля проводят на участках региональных газопроводов и газопроводов-отводов с обнаруженными дефектами, где показатель kф, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, на техническое состояние региональных газопроводов и газопроводов-отводов имеет наибольшие значения.

9.19 На участках региональных газопроводов и газопроводов-отводов, на которых не обнаружены наземными методами обследования дефекты, но показатель kф > 0,53, также проводят техническое диагностирование в шурфах.

9.20 Оценку степени опасности и отбраковку обнаруженных дефектов проводят в соответствии с: ВРД 39-1.10-032-2001 [13], ВСН 39-1.10-009-2002 [14], рекомендациями [12, 15, 17] и инструкцией [32].

10 Регламент формирования и реализации плана проведения диагностики трубопроводов и газораспределительных станций

10.1 Порядок планирования работ по техническому диагностированию линейной части магистральных газопроводов

10.1.1 План работ по техническому диагностированию ЛЧ МГ и ГРС формирует Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром" с привлечением Специализированной организации ОАО "Газпром", ответственной за централизованную систему сбора, передачи, обработки и хранения данных о технологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ (ССД "Инфотех") на основе заявок от Эксплуатирующих организаций.

10.1.2 Эксплуатирующие организации определяют объемы работ по техническому диагностированию ЛЧ МГ и составляют заявку в соответствии с приведенным в приложении Г регламентом формирования плана проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром" и учитывают затраты на эти работы в расчете себестоимости транспорта газа.

10.1.3 В соответствии с приложением Г Эксплуатирующая организация планирует объемы диагностических работ на МГ с учетом технических условий, регламентов эксплуатации объектов ЛЧ МГ, а также информации о природно-климатических условиях, технологических режимах эксплуатации, результатах ранее проведенных обследований ЛЧ МГ и других факторов.

10.1.4 Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром" осуществляет прием заявок на техническое диагностирование ЛЧ МГ и ГРС от Эксплуатирующих организаций.

10.1.5 План проведения диагностики трубопроводов и ГРС ОАО "Газпром" утверждает начальник Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром".

10.1.6 Эксплуатирующие организации обеспечивают выполнение плана проведения диагностики трубопроводов и ГРС с учетом выделенных объемов финансирования.

10.2 Организация работ по реализации плана проведения диагностики трубопроводов и газораспределительных станций

10.2.1 Непосредственную деятельность по техническому диагностированию структурных элементов ЛЧ МГ осуществляют диагностические бригады Специализированных организаций и Эксплуатирующие организации. Эксплуатирующие организации могут проводить техническое диагностирование структурных элементов ЛЧ МГ собственными силами при наличии квалифицированных специалистов.

10.2.2 В соответствии с планом проведения диагностики трубопроводов и ГРС, утвержденным Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром" на соответствующий календарный год, и собственными планами диагностики ЛЧ МГ Эксплуатирующая организация объявляет и проводит конкурс (тендер) на право проведения технического диагностирования ЛЧ МГ.

10.2.3 По итогам конкурса Эксплуатирующая организация заключает договор со Специализированной организацией на проведение технического диагностирования ЛЧ МГ, осуществляет контроль за проведением работ и приемку выполненных работ.

10.2.4 Общий контроль за выполнением плана проведения диагностики трубопроводов и ГРС осуществляет Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром".

10.2.5 Для подготовки и выполнения Специализированной организацией договора и составления календарного плана проведения технического диагностирования Эксплуатирующая организация предоставляет ей следующую информацию:

- схемы ЛЧ МГ с указанием структурных элементов технического диагностирования;

- сведения о ремонтно-восстановительных работах, состоянии ЭХЗ, условиях эксплуатации ЛЧ МГ и результаты технического диагностирования.

10.2.6 Специализированная организация на основе представленной информации разрабатывает и согласовывает с Эксплуатирующей организацией техническое задание и календарный план проведения технического диагностирования ЛЧ МГ.

10.2.7 Договор между Эксплуатирующей и Специализированной организациями на производство технического диагностирования заключают на основе технического задания и календарного плана, в которых определяют объемы, сроки и стоимость работ. В смете затрат учитывают протяженность обследуемой ЛЧ МГ и сложность проведения диагностирования структурных элементов ЛЧ МГ.

10.2.8 После подписания договора на проведение технического диагностирования Специализированная организация издает приказ о проведении технического диагностирования с назначением ответственного лица и исполнителей работ с указанием их квалификации.

10.2.9 Эксплуатирующая организация проводит анализ готовности ЛЧ МГ к проведению технического диагностирования, выполняет необходимые работы по подготовке структурных элементов ЛЧ МГ к техническому диагностированию (для ВТД в соответствии с РД 51-2-97 [25]) и обеспечивает проведение технического диагностирования ЛЧ МГ.

10.2.10 При необходимости снижения производительности обследуемого МГ сроки проведения работ и порядок изменения технологического режима работы газопровода должны быть учтены в комплексном плане-графике, утвержденном ЦПДД ОАО "Газпром" и Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром".

10.2.11 Специализированная организация выполняет комплекс работ от подготовки средств диагностирования к работе и транспортировки их на объект технического диагностирования до выдачи заключения и результатов анализа технического состояния ЛЧ МГ (структурных элементов ЛЧ МГ) Эксплуатирующей организации.

10.2.12 Перед началом работ Эксплуатирующая организация передает Специализированной организации следующие документы:

- разрешение на производство работ в охранной зоне ЛЧ МГ;

- акт о готовности ЛЧ МГ к безопасному проведению работ по техническому диагностированию;

- распоряжение о назначении ответственного представителя Эксплуатирующей организации, отвечающего за выполнение и безопасное проведение работ по техническому диагностированию;

- при необходимости наряд-допуск на производство газоопасных работ и др.

10.2.13 В случае, когда в процессе проведения технического диагностирования выясняется невозможность дальнейшего проведения работ, обусловленная техническим состоянием структурных элементов объекта диагностирования, Эксплуатирующая