ГОСТ Р 54907-2012 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование. Основные положения.
ГОСТ Р 54907-2012
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ
Основные положения
Trunk pipelines for oil and oil products transportation. Technical diagnosis. Basic principles
ОКС 19.100
Дата введения 2012-10-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов" (ООО "НИИ ТНН"), Открытым акционерным обществом "Центр технической диагностики" (ОАО "ЦТД "Диаскан")
2 ВНЕСЕН Подкомитетом ПК 7 "Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов" Технического комитета по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 мая 2012 г. N 75-ст
4 В настоящем стандарте учтены основные нормативные положения следующих международных и американских национальных стандартов:
- ИСО 13623:2009* "Нефтяная и газовая промышленность. Системы трубопроводного транспорта" (ISO 13623:2009 "Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems", NEQ);
- ИСО 15649:2001 "Промышленность нефтяная и газовая. Система труб" (ISO 15649:2001 "Petroleum and natural gas industries - Piping", NEQ);
- API STD 2610 "Проектирование, сооружение, эксплуатация, обслуживание и инспекция оборудования терминалов и резервуаров" (API STD 2610 "Design, construction, operation, maintenance, and inspection of terminal & tank facilities", NEQ);
- API STD 1163 "Требования к системам внутритрубного диагностирования" (API STD 1163 "In-line inspection systems qualification standard", NEQ);
- ANSI/ASME В 31.4 "Системы трубопроводной транспортировки жидких углеводородов и других жидкостей" (ANSI/ASME В 31.4 "Pipeline transportation systems for liquid hydrocarbons and other liquids", NEQ).
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
6 В настоящем стандарте учтены требования:
- Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов";
- Федерального закона от 21 декабря 1994 г. N 69-ФЗ "О пожарной безопасности";
- Федерального закона от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании";
- Федерального закона от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений";
- Технического регламента "О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах", утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 24 февраля 2010 г. N 86;
- Технического регламента "О безопасности машин и оборудования", утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 15 сентября 2009 г. N 753
7 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Май 2019 г.
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает основные положения по выполнению технического диагностирования и распространяется на трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов), законченные строительством, после реконструкции, капитального ремонта, находящиеся в эксплуатации, в консервации и режиме содержания в безопасном состоянии.
1.2 Настоящий стандарт не распространяется:
- на трубопроводы для сжиженных углеводородных газов и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа, других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре 20°С свыше 0,2 МПа; трубопроводы, транспортирующие газообразные среды;
- магистральные нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) с многофазным перекачиваемым продуктом (жидкость с газом);
- промысловые трубопроводы.
Настоящий стандарт предназначен для применения организациями:
- эксплуатирующими магистральные нефтепроводы (нефтепродуктопроводы);
- являющимися заказчиками проведения технического диагностирования;
- выполняющими техническое диагностирование магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
- выполняющими проектирование, строительство, капитальный ремонт и реконструкцию магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
- осуществляющими контроль за строительством, капитальным ремонтом и реконструкцией магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
- проводящими обучение и проверку знаний персонала, выполняющего эксплуатацию, строительство, капитальный ремонт, реконструкцию, техническое диагностирование магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 2.501 Единая система конструкторской документации. Правила учета и хранения
ГОСТ 9.602 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 18442 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования
ГОСТ 20415 Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие положения
ГОСТ Р 51164 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 55724 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые
ГОСТ Р 56512 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Типовые технологические процессы
ГОСТ 58399 Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 акустико-эмиссионный контроль: Вид неразрушающего контроля, основанный на анализе параметров упругих волн, излучаемых объектом контроля.
3.2 верификация: Подтверждение на основе представления объективных свидетельств того, что установленные требования были выполнены.
3.3 визуальный и измерительный контроль: Вид неразрушающего контроля, при котором первичная информация воспринимается органами зрения непосредственно или с использованием оптических приборов, не являющихся контрольно-измерительными (например, с помощью лупы), а измерения осуществляются средствами измерений геометрических величин.
3.4 внутритрубное диагностирование: Вид технического диагностирования, состоящий из комплекса работ, обеспечивающих получение информации о дефектах, сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении, с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля, для выявления на основе этой информации наличия и характера дефектов.
3.5 внутритрубный инспекционный прибор: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении.
3.6 вспомогательные трубопроводы: Нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажных фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, сброса давления от предохранительных клапанов, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора и утечек.
3.7 дефект геометрии трубопровода: Дефект, вызывающий изменение проходного сечения трубы вследствие изменения ее формы в поперечном сечении.
3.8 дефект нефтепровода (нефтепродуктопровода): Отклонение параметров (характеристик) нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) или их элементов от требований, установленных в нормативных документах.
3.9 дополнительный дефектоскопический контроль: Комплекс работ, проводимых в целях уточнения параметров дефектов участка после выполнения внутритрубного диагностирования, акустико-эмиссионного контроля или электрометрического диагностирования.
3.10 запасовка: Комплекс работ, проводимых на площадке узла пуска средств очистки и диагностирования в целях размещения средств очистки и диагностирования в камере пуска.
3.11 интерпретация данных внутритрубного диагностирования: Расшифровка полученной в электронном виде в результате внутритрубного диагностирования информации, зафиксированной во время пропуска по трубопроводу внутритрубным инспекционным прибором, о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении на трубопроводе.
3.12 исполнитель технического диагностирования: Организация, принявшая на себя обязательства по проведению работ по техническому диагностированию на объекте.
3.13 камеры пуска и приема средств очистки и диагностирования: Оборудование линейной части магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), предназначенное для запасовки средств очистки и диагностирования (в т.ч. поршней-разделителей и герметизаторов) в трубопровод и их извлечения из трубопровода.
3.14 капиллярный контроль: Метод неразрушающего контроля, использующий возможности проникновения специальных жидкостей в несплошности на поверхности объекта контроля в целях их обнаружения.
3.15 линейная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Составная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), состоящая из трубопроводов (включая запорную и иную арматуру, переходы через естественные и искусственные препятствия), установок электрохимической защиты от коррозии, вдольтрассовых линий электропередачи, сооружений технологической связи и иных устройств и сооружений и предназначенная для транспортировки нефти (нефтепродуктов).
3.16 магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод): Единый производственно-технологический комплекс, состоящий из трубопроводов и связанных с ними перекачивающих станций, хранилищ нефти (нефтепродуктов), соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации в области технического регулирования, и других технологических объектов, обеспечивающий транспортировку, приемку, сдачу нефти (нефтепродуктов), соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации, от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалку на другой вид транспорта.
3.17 магнитопорошковый контроль: Метод неразрушающего контроля, использующий для выявления дефектов металлических изделий притяжение частиц магнитного порошка силами неоднородных магнитных полей, возникающих на поверхности изделия при наличии в нем поверхностных и подповерхностных дефектов.
3.18 маркерный знак: Опознавательный знак трубопровода на местности.
Примечание - Устанавливается на линейной части магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) с расстоянием между соседними маркерными знаками не более 2 км, а также на переходах магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) через естественные и искусственные преграды. Местоположение маркерных знаков должно быть неизменным. Привязка маркерных знаков на местности должна быть отражена в паспортах магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) на переходы через водные преграды и линейную часть.
3.19 маркерный пункт: Заранее выбранная точка на поверхности земли над осью трубопровода в месте установления маркерного передатчика, предназначенного для точной привязки к местности данных внутритрубного диагностирования.
3.20 наружное диагностирование трубопровода: Техническое диагностирование, проводимое с наружной поверхности трубопровода, без введения оборудования в полость трубопровода.
3.21 неразрушающий контроль: Контроль соответствия параметров технических устройств, материалов, изделий, деталей, узлов, сварных соединений требованиям нормативных документов, при котором не нарушается пригодность объекта контроля к применению и эксплуатации.
3.22 трубопроводы, находящиеся в консервации и режиме содержания в безопасном состоянии: Магистральные и технологические нефтепроводы (нефтепродуктопроводы), временно выведенные в соответствии с проектной документацией из эксплуатации, сохраняющиеся в исправном техническом состоянии в течение заданного срока консервации, после истечения которого могут быть расконсервированы и введены в эксплуатацию.
3.23 очистное устройство (скребок): Внутритрубное устройство, предназначенное для проведения очистки внутренней полости и стенок трубопровода от парафина и асфальтосмолопарафиновых отложений, посторонних предметов, загрязнений.
3.24 секущие задвижки: Задвижки, предназначенные для технологического разделения систем [технологические узлы, перекачивающие станции, линейная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)], соединенных трубопроводами.
3.25 скребок-калибр: Внутритрубное устройство, предназначенное для оценки минимальной величины проходного сечения трубопровода, определяемой перед запуском очистных скребков или внутритрубных инспекционных приборов.
3.26 средства очистки и диагностирования: Устройства, перемещаемые внутри нефтепровода (нефтепродуктопровода) потоком перекачиваемого продукта, предназначенные для выполнения очистки или технического диагностирования трубопровода (в зависимости от типа средств очистки и диагностирования).
3.27
|
техническое диагностирование: Определение технического состояния объекта.
Примечания
1 Задачами технического диагностирования являются:
- контроль технического состояния;
- поиск места и определение причин отказа (неисправности);
- прогнозирование технического состояния.
2 Термин "Техническое диагностирование" применяют в наименованиях и определениях понятий, когда решаемые задачи технического диагностирования равнозначны или основной задачей является поиск места и определение причин отказа (неисправности).
3 Термин "Контроль технического состояния" применяется, когда основной задачей технического диагностирования является определение вида технического состояния.
[ГОСТ 20911-89, статья 4] |
3.28 техническое задание на проведение работ по техническому диагностированию: Документ, содержащий цель, порядок, объем технического диагностирования, а также исходные данные, необходимые для проведения диагностирования определенных в техническом задании объектов и выпуска технического отчета.
3.29 узел пуска средств очистки и диагностирования: Производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по запасовке и пуску внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе).
3.30 узел приема средств очистки и диагностирования: Производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по приему и извлечению внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств из магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов).
3.31 узел пропуска средств очистки и диагностирования: Производственная площадка с расположенной на ней технологической обвязкой трубопроводов, обеспечивающей пропуск внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) как с остановкой, так и без остановки перекачивающей станции по схеме:
- прием средств очистки и диагностики в камеру пропуска, запуск средств очистки и диагностики из камеры пропуска;
- пропуск средств очистки и диагностики без остановки через неработающую станцию.
3.32 ультразвуковой контроль: Акустический метод неразрушающего контроля качества, использующий для обнаружения дефектов упругие волны ультразвукового диапазона, вводимые в изделие (сварное соединение) извне и отражающиеся от дефектов или рассеивающиеся на них.
3.33 электрометрическое диагностирование: Вид технического диагностирования, обеспечивающий получение информации о техническом состоянии трубопровода путем измерения и регистрации электрических параметров, напрямую или косвенно характеризующих состояние системы защиты от коррозии металла трубопровода и уровень его защищенности, а также характеризующий степень коррозионной опасности среды, окружающей трубопровод.
4 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
АЭК - акустико-эмиссионный контроль;
ВИК - визуальный и измерительный контроль;
ВИП - внутритрубный инспекционный прибор;
ВЛ - воздушная линия;
ВТД - внутритрубное диагностирование;
ДДК - дополнительный дефектоскопический контроль;
КИП - контрольно-измерительные приборы;
КПП СОД - камеры пуска и приема средств очистки и диагностирования;
ЛЧ - линейная часть;
МК - магнитопорошковый контроль;
МН - магистральный нефтепровод;
МНПП - магистральный нефтепродуктопровод;
НК - неразрушающий контроль;
ОУ - очистное устройство;
СОД - средство очистки и диагностирования;
ТЗ - техническое задание;
УГЗ - установка гальванической защиты;
УДЗ - установка дренажной защиты;
УЗК - ультразвуковой контроль;
УКЗ - установка катодной защиты;
УТ - ультразвуковая толщинометрия;
ЭД - электрометрическое диагностирование;
ЭХЗ - электрохимическая защита.
5 Общие положения
5.1 Определение целей и задач технического диагностирования
Проведение технического диагностирования начинается с определения эксплуатирующей организацией целей и задач технического диагностирования, а также определения требований к исполнителю технического диагностирования.
В числе задач технического диагностирования - обнаружение и идентификация определенных типов дефектов с требуемой точностью. К основным требованиям к точности обнаружения дефектов относятся:
- точность определения размеров дефектов;
- точность определения положения дефектов на трубопроводе в продольном направлении (дистанция) и на окружности поперечного сечения трубопровода (угол).
Эксплуатирующая организация на основании сформулированных задач и требований формирует ТЗ на проведение работ по техническому диагностированию. В ТЗ могут указываться требования к видам и методам проведения технического диагностирования и объемам контроля.
Руководствуясь полученными от эксплуатирующей организации сведениями, исполнитель технического диагностирования формирует предложения по проведению технического диагностирования с использованием диагностического оборудования и методик, отвечающих требованиям, установленным в эксплуатирующей организации.
5.2 Виды технического диагностирования
5.2.1 В настоящем стандарте рассмотрены следующие виды технического диагностирования, применяемые на объектах, входящих в область распространения настоящего стандарта:
- ВТД в соответствии с разделом 6;
- наружное диагностирование методами НК в соответствии с разделом 7;
- ЭД в соответствии с разделом 8.
5.2.2 ВТД применяют при обследовании ЛЧ МН (МНПП) в целях выявления дефектов геометрии трубопроводов, дефектов стенки трубы и сварных швов.
5.2.3 Наружное диагностирование методами НК применяют при обследовании элементов ЛЧ МН (МНПП), на которых, в силу их конструктивных особенностей, не проводят ВТД.
5.2.4 Наружное диагностирование методами НК (ДДК) проводят на трубопроводах, обследованных ВИП, в целях верификации данных ВТД и на участках с отсутствием диагностической информации ВИП. При этом могут быть использованы методы контроля, приведенные в 7.1.
5.2.5 ЭД применяют при обследовании ЛЧ МН (МНПП) для оценки состояния изоляционного покрытия, определения коррозионного состояния ЛЧ МН (МНПП), причины и скорости коррозии, оценки состояния средств ЭХЗ.
5.2.6 При отсутствии возможности проведения ВТД определение технического состояния трубопровода проводят на основании:
- анализа технической документации на трубопровод;
- обследования коррозионного состояния и состояния противокоррозионной защиты трубопровода;
- определения планово-высотного положения и глубины залегания трубопровода согласно 7.3;
Для получения доступа к полной версии без ограничений вы можете выбрать подходящий тариф или активировать демо-доступ.