Нормативные документы в сфере деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

212015

Серия 08

Документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности

Выпуск 39

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ

«ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»

2018

Нормативные документы в сфере деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

Серия 08

Документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности

Выпуск 39

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ «ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»

Москва

ЗАО НТЦПБ 2018

воды более 10 метров и глубиной свыше 1,5 метра или шириной по зеркалу воды в межень 25 метров и более независимо от глубины.

11.    Если ППМТ входит в состав линейной части при условии одновременного строительства линейной части и ППМТ, рекомендуется производить ВТД (в том числе профилеметрию и дефектоскопию) в составе участка линейной части.

12.    ВТД участка МТ приборами, которыми не было произведено обследование участка МТ до ввода в эксплуатацию, рекомендуется производить после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года. Типы внутритрубных приборов, применяемых для диагностирования, определяет заказчик в задании на диагностирование магистральных трубопроводов.

Состав работ по подготовке к выполнению профилеметрии

13.    Рекомендуется следующая последовательность проведения работ по подготовке и выполнению профилеметрии участков МТ, законченных строительством:

проверка состояния изоляции МТ методом катодной поляризации на соответствие сопротивления проектным значениям;

гидроиспытания линейной части МТ и ПП МТ;

монтаж КПП СОД (временных/постоянных) для пропуска ОУ, профилемера, ВИП;

очистка внутренней полости МТ;

проведение профилеметрии.

14.    При положительной температуре воздуха работы по очистке и профилеметрии рекомендуется производить согласно проекту производства работ. При отрицательной температуре воздуха эти работы рекомендуется производить по специальной программе, утвержденной главным инженером эксплуатирующей организации, которая содержит:

теплотехнический расчет параметров испытаний;

требования к организации обязательного контроля температуры воды в МТ во время испытаний;

меры по поддержанию положительной температуры воды в МТ;

мероприятия по предохранению надземных частей МТ и линейной арматуры от замораживания, утеплению и укрытию узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, КПП СОД, сливных патрубков и обвязочных трубопроводов с арматурой;

мероприятия по защите от замерзания измерительных приборов, самописцев и узлов присоединений их к МТ;

мероприятия по дополнительной обваловке уложенного и засыпанного МТ;

мероприятия по освобождению МТ от воды в случае возникновения угрозы ее замерзания.

Рекомендации по временным камерам пуска и приема средств очистки и диагностирования

15.    Камеру пуска СОД рекомендуется устанавливать в начале обследуемого участка (по ходу воды при пропуске), камеру приема СОД — в конце участка. Рекомендуемая схема временной камеры пуска СОД и схема временной камеры приема СОД приведена на рисунках 1 и 2 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

16.    На временных КПП СОД рекомендуется предусматривать технологическую обвязку, обеспечивающую наполнение и слив воды, стравливание воздуха.

17.    На патрубках отводов нефти/нефтепродукта временных КПП СОД рекомендуется устанавливать решетки.

18.    На обвязке временных КПП СОД рекомендуется применять фасонные изделия заводского изготовления. Не рекомендуется использование ненормативных элементов.

19.    Для устойчивого размещения в месте производства работ временные КПП СОД рекомендуется оборудовать опорной рамой.

20.    К временным узлам пуска и приема СОД рекомендуется оборудовать подъезды и разворотные площадки для безопасного

доступа автомобильного транспорта и грузоподъемных механизмов к КПП СОД.

21.    На КПП СОД рекомендуется предусматривать место для подключения кабеля заземления запасовочного лотка.

22.    Временные узлы пуска/приема СОД рекомендуется огораживать сигнальной лентой.

Рекомендации по организации и производству работ по очистке

магистрального трубопровода после окончания строительно-монтажных работ

23.    Очистку полости подземных МТ рекомендуется производить после укладки в траншею и засыпки; надземных — после укладки и крепления на опорах.

Очистку полости ППМТ после проведения контроля качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации рекомендуется производить:

для ППМТ, выполненных траншейным методом, — после засыпки МТ;

для ППМТ, выполненных методом наклонно-направленного бурения, —■ после завершения протаскивания.

24.    Рекомендованная длина участка трубопровода при очистке полости — не более 110 км.

25.    Перед пропуском ОУ рекомендуется проверить линейные задвижки на полноту открытия.

26.    Перед пуском первого ОУ участок МТ рекомендуется заполнять водой в объеме от 0,1 до 0,15 от объема участка.

27.    Рекомендованная скорость движения ОУ при очистке МТ — не менее 0,2 м/с.

28.    Очистку полости МТ рекомендуется осуществлять путем последовательного пропуска ОУ. Каждое ОУ рекомендуется оснащать передатчиком для определения положения ОУ в МТ.

29.    Пропуск ОУ по МТ рекомендуется контролировать на контрольных пунктах бригадами сопровождения. Последовательность

контроля рекомендуется определять графиком прохождения ОУ по МТ.

30.    Каждую бригаду сопровождения рекомендуется укомплектовывать низкочастотным и акустическим локаторами (по одному) для контроля прохождения ОУ по МТ.

31.    Контрольные пункты рекомендуется размещать над осью МТ с интервалом не более 1 км и располагать на узлах запорной арматуры, узлах равнопроходных ответвлений от очищаемого МТ, на узлах неравнопроходных ответвлений диаметром 70 % от диаметра очищаемого МТ и больше, на углах поворота МТ, больших 45° — вертикальных, горизонтальных и совмещенных на границах пойменной, русловой части — границах труднодоступных участках (например, болота, овраги).

Рекомендуемое расстояние между верхней образующей МТ и локаторами в контрольных пунктах — не более 2 м.

32.    Количество бригад сопровождения рекомендуется определять в зависимости от протяженности участка МТ согласно таблице 1 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

33.    Пуск последующего ОУ рекомендуется осуществлять только после прохождения предыдущим ОУ контрольного пункта на первом километре трассы.

34.    Очистку МТ ОУ предлагается считать завершенной при выполнении следующих условий:

все запасованные ОУ пришли в камеру приема СОД;

последнее ОУ пришло неразрушенным (без повреждений);

скорость движения ОУ составляла не менее 0,2 м/с;

после ОУ вода выходит без примеси (глины, песка, торфа, другого грунта) и посторонних предметов;

после очистки наличие электродов не более 1 шт. на 10 км;

отсутствует 100 % износ манжет и чистящих дисков ОУ;

проходное сечение МТ по результатам пропуска скребка-калибра составляет не менее 85 % от DN.

35.    Очистку рекомендуется считать незавершенной, если не выполнено хотя бы одно из условий, приведенных в пункте 34 насто-

ящего Руководства по безопасности. В этом случае предлагается проводить дополнительную очистку участка МТ путем повторного пропуска ОУ до получения требуемых результатов очистки.

36.    При положительных результатах очистки предлагается оформлять акт, удостоверяющий соответствие геометрических параметров проходного сечения МТ проходимости профилемера в соответствии с приложением № 12 к настоящему Руководству по безопасности.

37.    Обнаружение недопустимых сужений по итогам пропуска ОУ рекомендуется считать свидетельством о неготовности участка МТ к профилеметрии.

38.    Рекомендуемые работы по устранению неготовности участка МТ к профилеметрии включают в себя:

устранение дефекта, других причин неготовности участка;

очистку участка;

пропуск калибровочного устройства для проверки проходного сечения МТ после ремонта.

Организация и производство работ по профилеметрии

39.    Протяженность участка для профилеметрии рекомендуется определять по проектной документации на основании расчета с учетом рельефа местности, но не более 110 км. При этом предлагается учитывать потери напора на перемещаемом профилеме-ре (0,2 МПа).

40.    Участок МТ предлагается считать готовым к проведению профилеметрии при выполнении следующих условий:

проведено первичное обследование состояния изоляции участка методом катодной поляризации и оформлен акт оценки состояния покрытия с участием организации, осуществляющей строительный контроль, и подрядной организации;

проведены гидравлические испытания МТ на прочность и герметичность в соответствии с проектной документацией данного участка трубопровода;

закончена очистка МТ с оформлением акта;

оформлен акт готовности МТ к профилеметрии;

установлены КПП СОД;

установленное насосное оборудование обеспечивает требуемую скорость движения профилемера в МТ — от 0,2 до 3,2 м/с (остановки и движение профилемера со скоростью ниже 0,2 м/с не допускаются);

маркерные пункты для контроля движения профилемера над осью МТ рекомендуется располагать с шагом не более 500 м; при большей глубине залегания МТ требуемую глубину рекомендуется обеспечивать путем устройства шурфа;

линейные задвижки по трассе МТ полностью открыты.

41.    Пропуск профилемера по МТ рекомендуется контролировать на маркерных пунктах бригадами сопровождения. Последовательность контроля предлагается определять графиком прохождения профилемера по МТ.

42.    Каждую бригаду сопровождения предлагается укомплектовывать низкочастотным и акустическим локатором (по одному) для контроля прохождения профилемера по МТ.

43.    Количество бригад сопровождения рекомендуется определять в зависимости от протяженности участка согласно таблице 2 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

44.    При застревании профилемера подрядчику (заказчику) рекомендуется проводить его извлечение из МТ под контролем представителей диагностирующей организации.

45.    По результатам оценки качества пропуска профилемера предлагается оформлять акт приема профилемера и акт оценки качества прогона в соответствии с приложением № 12 к настоящему Руководству по безопасности.

46.    После извлечения профилемера из камеры приема СОД исполнителем профилеметрии в сроки, предусмотренные договором на диагностирование, рекомендуется представлять в строительную организацию и эксплуатирующую организацию экспресс-отчет и технический отчет по результатам профилеметрии с указанием выявленных дефектов.

Рекомендации но проведению дополнительного дефектоскопического контрола

47.    С целью уточнения типа и параметров дефектов, обнаруженных по результатам профилеметрии, строительной организации предлагается производить вскрытие и ДДК выявленных дефектов.

48.    Д ДК на участках МТ по результатам профилеметрии и разбраковку дефектов по результатам ДДК рекомендуется производить в соответствии с условиями договора на диагностирование трубопровода.

49.    По результатам ДДК предлагается оформлять акт о проведении ДДК в соответствии с приложением № 12 к настоящему Руководству по безопасности.

Рекомендации по контролю качества изоляционного покрытия

магистральных трубопроводов, законченных строительством

50.    Контроль качества изоляционного покрытия на законченных строительством участках МТ (втом числе участки ППМТ) протяженностью от 0,2 (0,4 для ММГ) до 50 км (кроме участков МТ надземной прокладки) рекомендуется проводить методом катодной поляризации в соответствии с «ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» (далее — ГОСТ Р 51164-98), утвержденным постановлением Госстандарта Российской Федерации от 23 апреля 1998 г. № 144.

51.    Контроль качества изоляционного покрытия на законченных строительством подземных участках МТ протяженностью менее 0,2 км и на участках МТ надземной прокладки предлагается проводить по результатам пооперационного контроля.

52.    Контроль качества изоляции участков трубопроводов методом катодной поляризации предлагается проводить на участках МТ, полностью законченных строительством (с узлами задвижек, контрольно-измерительными пунктами), не ранее чем через 2 недели после засыпки МТ.

53.    Если длина законченного строительством участка МТ составляет более 50 км, для выполнения работ по контролю качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации МТ предлагается разбивать на участки длиной не более 50 км каждый.

54.    Проектную документацию на выполнение работ по контролю качества изоляционного покрытия предлагается разрабатывать в составе проектной документации на строительство, реконструкцию или капитальный ремонт участка МТ.

55.    Контроль качества изоляции методом катодной поляризации рекомендуется производить на подземных МТ, находящихся в грунте, глубина промерзания которого в период контроля изоляции не превышает 0,5 м и когда расстояние между верхней границей глубинной мерзлоты и нижней образующей трубопровода составляет не менее 0,3 м.

56.    Контроль качества изоляции при глубине промерзания грунта более 0,5 м рекомендуется проводить по результатам пооперационного контроля с последующим контролем методом катодной поляризации после весеннего оттаивания грунта, локализацией дефектов искателем повреждений и ремонта сквозных дефектов в изоляционном покрытии.

57.    Оборудование, применяемое для контроля качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации, предлагается применять в соответствии с ГОСТ Р 51164-98.

58.    При контроле качества изоляционного покрытия МТ методом катодной поляризации состояние изоляционного покрытия предлагается оценивать по сопротивлению изоляционного покрытия. Значения сопротивления изоляции на законченных строительством и засыпанных участках МТ приведены в ГОСТ Р 51164-98 и в таблице 3 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

59.    При обнаружении по результатам электрометрических замеров на линейной части МТ снижения сопротивления изоляции ниже значений, приведенных в таблице 3 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности, места повреждения защитно-

го покрытия рекомендуется устанавливать при помощи искателя повреждений изоляции, проводить ДДК стенки трубы, ремонт и повторный контроль качества изоляционного покрытия.

60.    При обнаружении по результатам электрометрических замеров на ППМТ снижения сопротивления изоляции ниже значений, указанных в таблице 3 приложения № 3 к настоящему Руководству по безопасности, с целью определения наличия дефектов металла трубы (царапин, рисок, задиров) в местах повреждения изоляции до ввода ППМТ в эксплуатацию рекомендуется проводить ВТД ППМТ с использованием ВИП.

61.    Результаты контроля изоляционного покрытия предлагается оформлять актом оценки состояния изоляционного покрытия законченного строительством участка МТ.

Внутритрубное диагностирование подводных переходов магистральных трубопроводов, законченных строительством

62.    Рекомендуемая методика проведения работ по ВТД ППМТ приведена в приложении № 4 к настоящему Руководству по безопасности.

63.    ППМТ предлагается считать готовым к проведению ВТД при выполнении следующих условий:

ППМТ оборудован КПП СОД в соответствии с п. 18; очистка закончена и оформлен акт о проведении очистки; проведена профилеметрия ППМТ в соответствии с пунктами 42-49 и отсутствуют дефекты, препятствующие пропуску ВИП;

установлено насосное оборудование, обеспечивающее требуемую скорость движения в МТ в соответствии с паспортными техническими характеристиками ВИП;

обеспечен температурный режим в соответствии с требованиями паспортных данных внутритрубного дефектоскопа; линейные задвижки по трассе МТ полностью открыты; проходное сечение ППМТ — не менее 85 % от DN.

Оформление результатов технического диагностирования магистральных трубопроводов, законченных строительством

64.    По результатам технического диагностирования (профиле-метрия, ВТД, контроль состояния изоляции, а также по результатам ДДК) рекомендуется оформлять отчет.

65.    Отчетные материалы предлагается включать в состав исполнительной документации на законченный строительством участок МТ.

IV. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, НАХОДЯЩИХСЯ В ЭКСПЛУАТАЦИИ. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ, НАХОДЯЩИХСЯ В ЭКСПЛУАТАЦИИ

66. При техническом диагностировании МТ, находящихся в эксплуатации, в соответствии с приложением № 5 к настоящему Руководству по безопасности предлагается выполнять:

ВТД (в том числе профилеметрия и дефектоскопия) линейной части МТ и переходов через естественные и искусственные преграды, включая ППМТ, проводимое с целью выявления дефектов геометрии МТ, дефектов стенки трубы и сварных швов;

наружное диагностирование методами НК КПП СОД, надземных магистральных трубопроводов обвязки узла КПП СОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций (муфт, приварных патрубков, вантузов, бобышек, чопов), проводимое с целью выявления дефектов металла и сварных швов;

наружное диагностирование методами НК емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД, проводимое с целью выявления дефектов металла;

наружное диагностирование методами НК ППМТ;

измерение глубины залегания МТ и определение планового положения его конструктивных элементов с целью измерения отклонений от проектных значений в процессе эксплуатации;

электрометрическое диагностирование (электрометрия) линейной части МТ, проводимое с целью диагностирования состояния изоляционного покрытия МТ, выявления коррозионно-опасных участков МТ диагностирования состояния системы ЭХЗ.

Сроки проведения первичного и периодического технического диагностирования магистральных трубопроводов, находящихся в эксплуатации

67.    Сроки проведения технического диагностирования МТ предлагается устанавливать в соответствии с приложением № 5 к настоящему Руководству по безопасности.

68.    Первичное техническое диагностирование МТ внутри-трубными дефектоскопами предлагается проводить в срок не более 1 года со дня ввода участка МТ в эксплуатацию.

69.    Периодическое техническое диагностирование линейной части и ППМТ внутритрубными дефектоскопами рекомендуется проводить:

в сроки, указанные в заключении по оценке технического состояния объектов участка линейной части МТ;

в срок 6 лет от даты предыдущего диагностирования — для МТ, оценка технического состояния которых не проводилась;

в соответствии с расчетом периодичности диагностического обследования линейной части и ППМТ;

по специальным программам для отдельных участков.

Если интервалы времени между сроками проведения очередного диагностического обследования ВИП, указанными в техническом отчете по оценке технического состояния объектов участка линейной части МТ на соответствие требованиям нормативных и технических документов, составляют менее 2 лет, рекомендуется проводить одновременное диагностическое обследование участ-

СОДЕРЖАНИЕ

трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» ....................................................................................6

I.    Общие положения...................................................................6

II.    Виды технического диагностирования.................................7

III.    Техническое диагностирование линейной части

магистральных трубопроводов, законченных строительством. Виды технического диагностирования, выполняемые на трубопроводах, законченных строительством.................9

дящихся в консервации, и сроки их проведения.........................41

VI. Техническое диагностирование технологических трубопроводов. Классификация технологических трубопроводов.....................................................................................42

VII. Мероприятия по безопасности при испытаниях,

очистке и диагностировании трубопродов...................................50

Приложение № 1. Перечень сокращений и их расшифровка.......................................................................................67

Приложение N9 2. Термины и их определения........................70

Приложение № 3. Рисунки и таблицы....................................79

Приложение № 4. Рекомендации по методике проведения внутритрубного диагностирования................................88

Приложение № 5. Рекомендации по видам и срокам проведения технического диагностирования магистральных трубопроводов, находящихся в эксплуатации ...............................................................................................108

Приложение № 6. Рекомендации по методике выполнения неразрушающего контроля магистральных

трубопроводов.............................................................................112

Приложение № 7. Рекомендации по методике проведения работ по электрометрии................................................122

Приложение № 8. Виды работ, проводимые при наружном диагностировании переходов магистральных

трубопроводов через водные преграды......................................130

Приложение № 9. Формы предупреждающих знаков ................................................................................................158

Приложение № 10. Форма акта на обозначение оборудования и открытых участков трубопровода перед

проведением испытаний.............................................................160

Приложение №11. Основные рекомендации к выполнению шурфов.......................................................................163

Приложение № 12. Рекомендуемые формы актов при проведении технического диагностирования трубопровода...............................................................................................165

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ (РОСТЕХНАДЗОР)

ПРИКАЗ

2 августа 2018 г.    №    330

Москва

Об утверждении Руководства по безопасности «Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»

В соответствии с пунктом 2 статьи 10 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»¹ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588; 2017, №11, ст. 1540), а также в целях реализации Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. № 520, (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 16 декабря 2013 г., регистрационный № 30605, приказываю:

утвердить прилагаемое Руководство по безопасности «Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».

Руководитель    А.В.    Алёшин

Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 2 августа 2018 г. № 330

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ

«Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтеиродуктопроводов»

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.    Руководство по безопасности «Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» (далее — Руководство по безопасности²) разработано в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», а также в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. № 520 (зарегистрирован Минюстом России 16 декабря 2013 г., регистрационный № 30605).

2.    Настоящее Руководство по безопасности содержит рекомендации и предусматривает единые подходы к:

видам, периодичности выполнения и составу работ по техническому диагностированию магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

организациям и персоналу, проводящим техническое диагностирование магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

оборудованию, применяемому при проведении технического диагностирования магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

соблюдению требований безопасности при выполнении работ по техническому диагностированию магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

3.    Настоящее Руководство по безопасности распространяется на технологические трубопроводы и трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов:

законченные строительством или реконструкцией;

находящиеся в эксплуатации;

находящиеся в консервации.

4.    Используемые в настоящем Руководстве по безопасности сокращения и их расшифровка приведены в приложении № 1.

5.    Используемые в настоящем Руководстве по безопасности термины и их определения приведены в приложении № 2.

II. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

6.    Рекомендуется в целях обеспечения безопасности, определения фактического технического состояния магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (далее — магистральных трубопроводов), возможности их дальнейшей эксплуатации на проектных технологических режимах, для расчета допустимого давления, необходимости снижения разрешенного рабочего давления и перехода на пониженные технологические режимы или необходимости ремонта с точной локализацией мест его выполнения и продления срока службы МТ в процессе эксплуатации применять следующие виды технического диагностирования МТ:

а) на МТ, законченных строительством:

ВТД (в том числе профилеметрия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

электрометрическое диагностирование (контроль изоляции методом катодной поляризации) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

наружное диагностирование методами НК;

б)    на МТ, находящихся в эксплуатации:

ВТД (в том числе профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

наружное диагностирование методами НК КПП СОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД, надземных трубопроводов обвязки узла пуска/приема СОД, перемычек между трубопроводами и перемычек между основной и резервной ниткой переходов МТ через водные преграды;

измерение глубины залегания МТ и определение планового положения его конструктивных элементов;

электрометрическое диагностирование линейной части МТ;

в)    на трубопроводах, находящихся в консервации: электрометрическое диагностирование;

определение планово-высотного положения трубопровода;

г)    на основных и вспомогательных технологических трубопроводах НПС:

измерение планового положения и глубины залегания трубопровода и его конструктивных элементов;

электрометрическое диагностирование подземных трубопроводов;

наружное диагностирование методами НК трубопроводов, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора утечек и дренажа от систем сглаживания волн давления.

III. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ НА ТРУБОПРОВОДАХ, ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ

7.    При техническом диагностировании МТ по завершении строительно-монтажных работ до ввода в эксплуатацию, а также участков с заменой труб после капитального ремонта, рекомендуется выполнять:

очистку полости МТ;

контроль геометрических параметров с применением профи-лемеров и калибровочных устройств;

электрометрическое диагностирование (электрометрия) состояния изоляционного покрытия МТ методом катодной поляризации;

ВТД линейной части МТ и ППМТ с помощью внутритрубных инспекционных приборов (при наличии в проектной документации).

8.    Контроль геометрических параметров участков линейной части МТ и пойменных участков ППМТ рекомендуется производить путем пропуска профилемера после засыпки трубопровода (для трубопроводов надземной прокладки — после крепления на опорах).

9.    Контроль геометрических параметров русловой части переходов трубопровода через водные преграды, вне зависимости от их протяженности, рекомендуется производить путем пропуска профилемера:

для ППМТ, выполненных траншейным методом, — после завершения строительно-монтажных работ в границах ППМТ;

для ППМТ, выполненных методом наклонно-направленного бурения, — после завершения протаскивания.

10.    ВТД ППМТ рекомендуется производить на участках, проложенных через реку или водоем шириной в межень по зеркалу

1

Указанный пункт посвящен планам мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах. Видимо, имеется в виду пункт 5 статьи 3, содержащий положение об утверждении руководств по безопасности. (Примеч. изд.)

2

Используется также сокращенная форма «руководство». (Примеч. изд.)