VI. РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ, НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ И ИХ СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ"

175. К технологическим трубопроводам принято относить внутриплощадочные трубопроводы между точками врезки в МТ на входе и выходе НПС, надземные и надводные трубопроводы морских терминалов, по которым осуществляется транспортировка нефти (нефтепродуктов).

176. Основные технологические трубопроводы по назначению и допустимым рабочим давлениям рекомендовано разделять на следующие участки:

а) для промежуточных станций:

подводящий трубопровод;

коллектор магистральных агрегатов;

напорный трубопровод;

б) для НПС с резервуарным парком:

подводящий трубопровод;

трубопроводы резервуарного парка;

коллектор подпорных насосов;

коллектор магистральных агрегатов;

напорный трубопровод.

177. Вспомогательные технологические трубопроводы рекомендовано разделять по назначению на следующие участки:

трубопроводы откачки утечек;

трубопроводы дренажной системы;

трубопроводы сброса давления.

Виды технического диагностирования, применяемые
на технологических трубопроводах

178. На надземных трубопроводах следует применять следующие виды технического диагностирования:

ВИК основного металла трубопроводов;

ВИК сварных швов трубопроводов в объеме 100%;

УЗК кольцевых сварных швов в объеме 100%;

УТ стенки трубопроводов;

капиллярный контроль;

магнитопорошковый контроль;

измерения ПВП трубопровода и его конструктивных элементов;

ММК;

вибродиагностический контроль.

179. На подземных трубопроводах следует применять следующие виды технического диагностирования:

электрометрическое диагностирование (электрометрия) всех технологических основных и вспомогательных трубопроводов с целью оценки состояния изоляционного покрытия, наличия коррозионных дефектов стенки трубы и определения скорости коррозии, оценки состояния средств ЭХЗ, наличия контакта с защитными кожухами;

измерения планового положения и глубины залегания трубопровода и его конструктивных элементов, проводимые с целью выявления отклонения глубины залегания трубопровода от проектных значений, измерение горизонтальных смещений трубопровода в процессе эксплуатации в соответствии с пунктами 117 - 120 Руководства;

наружное диагностирование методами НК соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций в соответствии с пунктами 147 - 149 Руководства.

180. Для идентификации дефектов, обнаруженных электрометрией, рекомендуется проводить ДДК в соответствии с приложением N 7 к Руководству.

Сроки проведения первичного и периодического технического
диагностирования технологических трубопроводов

181. Рекомендуемые сроки проведения первичного технического диагностирования для вновь построенных основных и вспомогательных технологических трубопроводов - не позднее 3 лет от даты ввода в эксплуатацию.

182. Рекомендуемые сроки проведения очередного технического диагностирования основных и вспомогательных технологических трубопроводов - не позднее чем за 1 год до расчетной даты, определенной в соответствии с пунктами 67 - 71 Руководства, но не реже:

одного раза в 8 лет - для наружного диагностирования;

сроков, указанных в пункте 71 Руководства, - для электрометрии.

183. Периодичность работ по контролю качества емкостей сбора утечек и дренажа систем сглаживания волн давления рекомендуется принимать по НД эксплуатирующей организации.

184. Определение прогнозируемого срока безопасной эксплуатации основных и вспомогательных технологических трубопроводов предпочтительно проводить на основе анализа данных по нагруженности внутренним давлением и расчета цикличности по критерию роста трещин в условиях прогнозируемой цикличности нагружения.

Рекомендуемый состав работ по подготовке и выполнению
технического диагностирования технологических трубопроводов

185. Эксплуатирующей организацией при подготовке к проведению технического диагностирования, помимо информации, указанной в приложении N 7 к Руководству, желательно передать исполнителю диагностирования следующую дополнительную информацию:

схемы технологических основных и вспомогательных трубопроводов;

перечень трубопроводов или их участков, подлежащих техническому диагностированию, с указанием их границ;

перечень мест с застойными и тупиковыми зонами и данные о скорости потока нефти (нефтепродуктов) в застойных зонах для установления мест скопления воды;

данные о техническом освидетельствовании трубопроводной арматуры на диагностируемом участке трубопровода.

186. Применение каждого из видов диагностирования и методов НК следует определять при разработке ТЗ на проведение наружного диагностирования (комплексного или отдельного по каждому из видов наружного диагностирования).

Выполнение технического диагностирования

187. При выполнении работ по техническому диагностированию рекомендуется:

провести анализ технической документации на трубопровод;

выполнить работы по обследованию коррозионного состояния и состояния противокоррозионной защиты;

определить плановое положение и глубину залегания трубопровода и его конструктивных элементов;

определить места шурфовки с учетом расположения тупиковых и застойных зон, возможного нарушения изоляционного покрытия, участков нахождения соединительных деталей, на которые отсутствует документация;

провести 100% ВИК надземных трубопроводов и мест шурфовки подземных трубопроводов;

выполнить 100% УЗК кольцевых сварных швов надземных трубопроводов.

188. В ходе проведения технического диагностирования могут быть выявлены:

дефекты (потери металла) от воздействия внешней коррозии в местах, с недостаточной защитой от коррозии, которыми являются участки трубопроводов с нарушенной изоляцией и участки, на которых величины защитных потенциалов, измеренных на КИП ЭХЗ, не соответствуют нормативным значениям;

дефекты (потери металла) от воздействия внутренней коррозии в тупиковых и застойных зонах трубопроводов;

отклонения глубины залегания трубопровода от проектных значений, измерение горизонтальных смещений трубопровода в процессе эксплуатации;

участки с толщинами стенок трубопроводов, не соответствующими проектной документации;

трубопроводы, на которых имеются ненормативные соединительные детали и приварные элементы (вантузы, патрубки);

трубопроводы, на которых имеются временные ремонтные конструкции;

координаты мест разрушения трубопроводов с выходом нефти (нефтепродуктов). Координаты мест разрушения трубопроводов привязываются к границам подземных участков трубопроводов, предназначенных для шурфовки и проведения визуального и измерительного контроля.

Рекомендации по проведению электрометрии подземных
технологических трубопроводов

189. Технические требования к проведению и оформлению результатов электрометрии подземных основных и вспомогательных технологических трубопроводов следует устанавливать в ТЗ на проведение технического диагностирования.

190. Требования к отчету по результатам электрометрии рекомендуется устанавливать в договоре.

Рекомендации по проведению визуального и измерительного
контроля технологических трубопроводов

191. ВИК рекомендуется проводить на надземных и отшурфованных участках подземных трубопроводов с целью выявления недопустимых видимых дефектов (трещин, задиров, забоин, царапин, рисок, вмятин, прогибов, выпучин, нарушений изоляции, коррозионных дефектов, изменения исходной формы) в соответствии с условиями договора.

192. Результаты ВИК рекомендуется фиксировать в журнале НК и оформлять в виде заключения с приложенной к нему схемой проконтролированного объекта, в которой указано расположение выявленных дефектов.

Рекомендации по проведению ультразвукового контроля
и ультразвуковой толщинометрии технологических трубопроводов

193. УЗК рекомендуется применять в объемах проведения ДДК по результатам ВИК, а также при диагностировании сварных швов трубопроводов наземной прокладки в соответствии с методикой, приведенной в приложении N 7 к Руководству.

194. С помощью УЗК выявляются непротяженные и протяженные дефекты типа нарушения сплошности, измеряется толщина стенок труб.

195. Критерии оценки допустимости дефектов по результатам УЗК следует оценивать согласно условиям договора.

196. Результаты УЗК рекомендуется оформлять в виде заключения, к которому прикладывается схема проконтролированного соединения с указанием на ней расположения выявленных дефектов.

197. Во всех шурфах желательно проводить измерение толщины стенок в четырех точках одного сечения через 90°, начиная с нижней образующей, ультразвуковыми толщиномерами по ГОСТ Р 55614-2013. "Национальный стандарт Российской Федерации. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования", утвержденному приказом Росстандарта от 6 сентября 2013 г. N 1031-ст.

198. При обнаружении коррозионных повреждений и других дефектов, выявленных по результатам ВИК, рекомендуется проводить дополнительные измерения толщины стенки на расстоянии от 40 до 50 мм от дефектов. В околошовной зоне следует выполнять не менее трех измерений равномерно по кольцевому шву и не менее трех измерений на 1 м продольного шва с каждой стороны шва.

199. В шурфах, расположенных в тупиковых и застойных зонах, в которых происходит накопление воды и возможна внутренняя коррозия стенок трубы, измерение толщины стенок рекомендуется проводить по окружности в четырех точках одной плоскости (через 90°) по верхней, нижней и боковым образующим. Кроме того, измерение рекомендуется проводить не менее чем в двух местах на расстоянии от 0,5 до 1,0 м по горизонтали по обе стороны от точки измерения толщины стенки на нижней образующей.

200. На наружных трубопроводах измерение толщины стенок следует осуществлять во всех дефектных местах и по длине трубопровода не менее чем через каждые 20 м.

201. Измерение толщины стенок на наружных трубопроводах рекомендуется производить в четырех точках одного сечения через 90°, начиная с нижней образующей трубы.

202. Результаты ультразвуковой толщинометрии рекомендуется оформлять в виде заключения с приложением дефектной ведомости и схем контроля.

Рекомендации по проведению магнитометрического
метода контроля

203. Капиллярный, магнитопорошковый и другие виды контроля рекомендуется выполнять в соответствии с методикой, приведенной в приложении N 7 к Руководству.

204. Техническое диагностирование трубопроводов ММК следует проводить в зонах сварки трубопроводов с патрубками оборудования, арматуры, а также в зонах контакта с фундаментами, опорами на длине не менее одного DN по обе стороны от точек контакта или сварного шва.

В местах, где градиент рассеяния магнитного поля достигает значений 8,5 x 103 А/м2 и более, рекомендуется проводить ДДК для обнаружения возможных дефектов.

Рекомендации по проведению вибродиагностического контроля

205. Технологические трубопроводы, соединенные с патрубками насосов, следует подвергать виброобследованию.

206. Рекомендуемое максимальное виброперемещение трубопровода при частоте вибрации не более 40 Гц - не выше 0,2 мм.

Гидравлические испытания технологических трубопроводов

207. Гидравлические испытания основных и вспомогательных технологических трубопроводов рекомендуется проводить в случае ввода НПС в эксплуатацию после перерыва в работе более 3 лет и выполнять после проведения технического диагностирования.

208. Гидравлические испытания технологических трубопроводов, находящихся в эксплуатации, рекомендуется проводить в соответствии с пунктом 177 федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов", утвержденных приказом Ростехнадзора от 21 декабря 2021 г. N 444, зарегистрированным Минюстом России 1 июня 2022 г., регистрационный N 68666.

209. Если в процессе эксплуатации трубопроводов НПС произошла авария с выходом нефти (нефтепродуктов), то рекомендуется проводить внеочередное полное техническое диагностирование трубопроводов с применением методов НК в рамках экспертизы промышленной безопасности. Если на этой же НПС произошла вторая авария с выходом нефти (нефтепродуктов), кроме технического диагностирования трубопроводов следует проводить гидравлические испытания той системы трубопроводов, на которой происходили аварии. Внеочередное полное техническое диагностирование рекомендуется выполнять в течение 6-ти месяцев от даты аварии.

210. Гидравлические испытания трубопроводов рекомендуется проводить водой и выполнять по отдельному ППР.

Оформление результатов технического диагностирования
технологических трубопроводов

211. Результаты технического диагностирования основных и вспомогательных технологических трубопроводов, оформленные в соответствии с договором, являются основанием для оформления заключения о техническом состоянии основных и вспомогательных технологических трубопроводов, которое определяет возможности и сроки дальнейшей безопасной эксплуатации.