СТО Газпром 2-2.2-382-2009 Магистральные газопроводы. Правила производства и приемки работ при строительстве сухопутных участков газопроводов, в том числе в условиях Крайнего Севера. Сто газпром 382
Стр. 382 - СТО Газпром 2-2.3-351-2009
374
СТО Газпром 2$2.3$351$2009
[12] Поляков В.Н. Обоснование существования масштабного эффекта при разрушении
магистральных трубопроводов // Газовая промышленность. – 1993. – № 3. – С. 20–23
[13] Поляков В.Н. Влияние диаметра трубопроводов на характеристики их долговечности //
Газовая промышленность. – 1993. – № 12. – С. 21–23
[14] Демченко В.Г., Демченко Г.В. Энергетическая оценка длины разрушения газопровода //
Газовая промышленность. – 1999. – № 12. – С. 11–13
[15] Поляков В.Н., Колобанова А.Е., Минеев В.Н. Масштабный эффект при разрушении
газопроводов // Строительство трубопроводов. – 1992. – № 10. – С. 36–38
[16] Максименко А.Ф., Клименко Е.Т., Стативко В.Л., Халлыев Н.Х. Определение зоны
безопасности при разрыве газопровода // Газовая промышленность. – 2001. – № 2. –
С. 38–39
[17] Нагорный В., Поляковский В.А., Белинский И.В. Влияние взрыва подземного
трубопровода на окружающую среду // Газовая промышленность. – 2001. – № 4. – С. 67
[18] Methods for the Calculation of Physical Effects. – TNO, CPR 14E, Commitree for the
Prevention of Disasters, Second Edition., Voorburg, 1991
[19] Едигаров А.С., Сулейманов В.А. Математическое моделирование аварийного
истечения и рассеивания природного газа при разрыве газопровода //Математическое
моделирование. – 1995. – т. 7. – № 4. – С. 37–52
[20] Методика оценки последствий лесных пожаров (введена в действие указанием МЧС
России от 14.04.1995 г. № 194). – М.: ВНИИ ГОЧС – 1995
[21] Строительные нормы и правила
СНиП 2.05.06%85*
Магистральные трубопроводы
[22] Руководящий документ
Госгортехнадзора России
РД 03%357%00
Методические рекомендации по составлению
декларации промышленной безопасности опасного
производственного объекта
[23] Performance of European cross%country oil pipelines. Statistical summary of reported spillages
in 2005 and since 1971. Prepared by the CONCAWE Oil Pipelines Management Group's
Special Task Force on oil pipeline spillages (OP/STF%1). Brussel, May 2007
[24] Моделирование аварийных ситуаций на опасных производственных объектах.
Программный комплекс ТОКСИ+ (версия 3.0) // Сборник документов. Серия 27.
Выпуск 5. – М.: ОАО «НТЦ «Промышленная безопасность», 2006
www.webstarstudio.com
Стандарт организации СТО Газпром 2-2.2-382-2009. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО "Газпром". Магистральные газопроводы. Правила производства и приемки работ при строительстве сухопутных участков газопроводов, в том числе в условиях Крайнего Севера
Поиск по определенным полям
Чтобы сузить результаты поисковой выдачи, можно уточнить запрос, указав поля, по которым производить поиск. Список полей представлен выше. Например:author:иванов
Можно искать по нескольким полям одновременно:author:иванов title:исследование
Логически операторы
По умолчанию используется оператор AND. Оператор AND означает, что документ должен соответствовать всем элементам в группе:исследование разработка
author:иванов title:разработка
оператор OR означает, что документ должен соответствовать одному из значений в группе:исследование OR разработка
author:иванов OR title:разработка
оператор NOT исключает документы, содержащие данный элемент:исследование NOT разработка
author:иванов NOT title:разработка
Тип поиска
При написании запроса можно указывать способ, по которому фраза будет искаться. Поддерживается четыре метода: поиск с учетом морфологии, без морфологии, поиск префикса, поиск фразы. По-умолчанию, поиск производится с учетом морфологии. Для поиска без морфологии, перед словами в фразе достаточно поставить знак "доллар":исследование*
Для поиска фразы нужно заключить запрос в двойные кавычки:"исследование и разработка"
Поиск по синонимам
Для включения в результаты поиска синонимов слова нужно поставить решётку "#" перед словом или перед выражением в скобках. В применении к одному слову для него будет найдено до трёх синонимов. В применении к выражению в скобках к каждому слову будет добавлен синоним, если он был найден. Не сочетается с поиском без морфологии, поиском по префиксу или поиском по фразе.#исследование
Группировка
Для того, чтобы сгруппировать поисковые фразы нужно использовать скобки. Это позволяет управлять булевой логикой запроса. Например, нужно составить запрос: найти документы у которых автор Иванов или Петров, и заглавие содержит слова исследование или разработка:author:(иванов OR петров) title:(исследование OR разработка)
Приблизительный поиск слова
Для приблизительного поиска нужно поставить тильду "~" в конце слова из фразы. Например:бром~1
По умолчанию допускается 2 правки.Критерий близости
Для поиска по критерию близости, нужно поставить тильду "~" в конце фразы. Например, для того, чтобы найти документы со словами исследование и разработка в пределах 2 слов, используйте следующий запрос:"исследование разработка"~2
Релевантность выражений
Для изменения релевантности отдельных выражений в поиске используйте знак "^" в конце выражения, после чего укажите уровень релевантности этого выражения по отношению к остальным. Чем выше уровень, тем более релевантно данное выражение. Например, в данном выражении слово "исследование" в четыре раза релевантнее слова "разработка":исследование^4 разработка
По умолчанию, уровень равен 1. Допустимые значения - положительное вещественное число.Поиск в интервале
Для указания интервала, в котором должно находиться значение какого-то поля, следует указать в скобках граничные значения, разделенные оператором TO. Будет произведена лексикографическая сортировка.author:[Иванов TO Петров]
Будут возвращены результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, Иванов и Петров будут включены в результат.author:{Иванов TO Петров}
Такой запрос вернёт результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, но Иванов и Петров не будут включены в результат. Для того, чтобы включить значение в интервал, используйте квадратные скобки. Для исключения значения используйте фигурные скобки.search.rsl.ru
СТО Газпром 2-2.2-382-2009 Магистральные газопроводы. Правила производства и приемки работ при строительстве сухопутных участков газопроводов, в том числе в условиях Крайнего Севера [DOC]
- Добавлен пользователем Вова 04.02.2012 00:05
- Отредактирован 08.02.2012 01:37
Настоящий стандарт распространяется на строительство линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» и ответвления от них условным диаметром до 1420 мм включительно, с рабочим избыточным давлением до 15 МПа на сухопутных участках, а также в условиях Крайнего Севера.
- Чтобы скачать этот файл зарегистрируйтесь и/или войдите на сайт используя форму сверху.
- Регистрация
www.twirpx.com
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ» - СТО Газпром 2-2.3-361-2009 Руководство по оценке и прогнозу коррозионного...
РУКОВОДСТВО ПО ОЦЕНКЕ И ПРОГНОЗУ
КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ
СТО Газпром 2-2.3-361-2009
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
Общество с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский институт природных газов
и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»
Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»Москва 2010
| 1 РАЗРАБОТАН | Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ» | |||
| 2 ВНЕСЕН | Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» | |||
| 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ | распоряжением ОАО «Газпром» от 20 июля 2009 г. №213 С 30.03.2010 | |||
| 4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ | ||||
Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»Содержание1 Область применения
2 Нормативные ссылки
3 Термины и определения
4 Общие положения
5 Расчетный метод оценки точности внутритрубной диагностики
6 Аналитический метод оценки текущего коррозионного состояния линейной части магистральных газопроводов
7 Аналитический метод прогноза коррозионного состояния участка магистрального газопровода
8 Аналитический метод прогноза коррозионного состояния магистрального газопровода и газотранспортного коридора
Приложение А (рекомендуемое) Примеры оценки точности определения размеров коррозионных дефектов при внутритрубной диагностике
Приложение Б (рекомендуемое) Примеры определения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов
Приложение В (рекомендуемое) Пример прогноза коррозионного состояния линейных участков магистральных газопроводовВведениеНастоящий стандарт разработан в рамках Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2006 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 10 февраля 2005 г. № 01-20, и Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 годы, утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 11.10.2005 г. № 01-106, п. 4.1 «Создание технологий и технических средств для строительства, реконструкции и эксплуатации трубопроводных систем с оптимальными параметрами транспорта газа и устойчивостью к воздействию естественных факторов и технологических нагрузок».
Разработка настоящего стандарта проводилась лабораторией диагностики и прогноза технического состояния трубопроводов и оборудования ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по договору с ОАО «Газпром» от 13.12.2007 г. № 0610-07-1 «Разработка технологий ремонта, методов прогнозирования и оптимизации объемов и видов работ по диагностике и ремонту магистральных газопроводов ОАО «Газпром».
Настоящий стандарт разработан коллективом авторов:
от ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: В.И. Городниченко, В.Е. Грязин, Д.А. Колпаков, В.В. Харионовский, Д.Н. Запевалов;
от ОАО «Газпром»: В.В. Салюков, М.Ю. Митрохин, Н.Г. Петров, А.В. Молоканов, Н.И. Булычев, Д.В. Петров;
от ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»: Р.Ф. Зиновьев;
от ООО «Газпром трансгаз Самара»: А.В. Рудой, Ю.Н. Мальцев.
1 Область применения1.1 Настоящий стандарт распространяется на магистральные газопроводы диаметром до 1420 мм включительно (далее - газопровод).
1.2 Настоящий стандарт устанавливает:
- порядок оценки текущего и прогнозного коррозионного состояния линейной части магистральных газопроводов по результатам внутритрубной диагностики с учетом точности определения размеров коррозионных дефектов;
- порядок оценки коррозионного состояния линейного участка магистрального газопровода, на котором из-за его конструктивных особенностей не проводят внутритрубную диагностику.
1.3 Настоящий стандарт должен применяться структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», а также сторонними организациями, осуществляющими по соответствующим договорам техническое диагностирование и ремонт линейной части магистральных газопроводов, при планировании диагностических и ремонтных работ. 2 Нормативные ссылкиВ настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
СТО Газпром 2-2.3-095-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов
СТО Газпром 2-2.3-112-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами
СТО Газпром 2-2.3-292-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекцииПримечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и 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 и определенияВ настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 коррозионное состояние: Характеристика объекта (газопровода), определяемая наличием, количеством, распределением и геометрическими размерами коррозионных дефектов.
3.2 ранг опасности коррозионного дефекта: Величина, характеризующая степень опасности обнаруженных дефектов в зависимости от их геометрических размеров.
3.3 Эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию объектов ОАО «Газпром». 4 Общие положения4.1 Выявленные при диагностическом обследовании коррозионные дефекты в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112 классифицируются на допустимые, потенциально опасные, критические и закритические. Классификация коррозионных дефектов выполняется в эксплуатирующей организации подразделением по эксплуатации газопроводов, а оценка текущего коррозионного состояния и его прогноз для линейного участка магистральных газопроводов (МГ) - подразделением защиты от коррозии.
4.2 Оценка текущего коррозионного состояния и его прогноз для линейного участка МГ проводятся с целью:
- оценки по количеству труб с коррозионными дефектами, классифицируемых как критические и закритические, объемов оперативного ремонта линейных участков МГ;
- планирования, в зависимости от оценки количества труб с потенциально опасными коррозионными дефектами, диагностических и ремонтных работ на линейном участке МГ.
Выявление факторов, способствующих образованию и развитию коррозионных дефектов, и прогноз роста коррозионных дефектов осуществляет подразделение защиты от коррозии по комплексу данных: результатов внутритрубной диагностики (ВТД), электрометрических обследований и обследований газопроводов в шурфах.
4.3 По результатам анализа электрометрических обследований и ВТД подразделение по защите от коррозии эксплуатирующей организации осуществляет выявление факторов, способствующих образованию и развитию коррозионных дефектов, и разработку мероприятий по устранению их негативного влияния.
На линейных участках МГ, на которых по результатам ВТД обнаружена высокая скорость коррозии (свыше 0,3 мм/год), необходимо обеспечить проведение дополнительных коррозионных (электрометрических) обследований и использовать полученные результаты для формирования прогноза коррозионного состояния линейных участков МГ, характеризуемых высокой скоростью коррозии.
4.4 Оценку текущего коррозионного состояния и его прогноз для линейного участка МГ, обследованного внутритрубным дефектоскопом, необходимо осуществлять по данным ВТД с использованием параметра показательного закона распределения. Параметр показательного закона распределения вычисляется по формуле, полученной на основе статистической обработки и анализа рангов опасности коррозионных дефектов.Примечания
1 Текущее коррозионное состояние (коррозионное состояние на момент проведения внутритрубной диагностики) характеризуется количеством труб с коррозионными дефектами, обнаруженными при проведении внутритрубной диагностики, и количеством труб с коррозионными дефектами размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа. Количественную оценку труб с коррозионными дефектами, размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа, проводят на основе статистической обработки результатов внутритрубной диагностики. Для оценки текущего коррозионного состояния и его прогноза используют данные ВТД начиная с 2002 года.
2 Прогнозное коррозионное состояние - коррозионное состояние в зависимости от времени эксплуатации линейного участка магистрального газопровода после проведения внутритрубной диагностики.
3 В качестве линейного участка магистрального газопровода, как правило, рассматривают часть магистрального газопровода, расположенную в зоне ответственности одного линейного производственного управления между линейными кранами, перемычками, камерами запуска-приема очистных поршней и др.4.5 Оценку текущего коррозионного состояния и его прогноз для линейного участкаМГ, на котором ВТД не проводилась, следует осуществлять по результатам коррозионных (электрометрических) обследований с учетом результатов ВТД линейного участка газопровода- аналога.
| Рисунок 4.1, лист 1 - Структурная схема оценки текущего коррозионного состояния и его прогноза для линейного участка МГ |
4.6 Текущую оценку коррозионного состояния и его прогноз для линейного участка МГ по результатам ВТД выполняют в соответствии со структурной схемой, показанной на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1, лист 24.7 Оценку текущего коррозионного состояния линейного участка МГ по результатам ВТД необходимо осуществлять в следующем порядке.
4.7.1 Для каждой поврежденной коррозией трубы вычисляют ранги опасности коррозионных дефектов с учетом точности ВТД, определяют дефект с максимальным рангом опасности и формируют последовательность из максимальных рангов опасности.
4.7.2 По сформированной последовательности максимальных рангов опасности коррозионных дефектов определяют значения коэффициентов т0,25 и т0,4, численно равных количеству труб, имеющих дефекты с рангом опасности Rk ? 0,25 и Rk? 0,4.
4.7.3 Используя значения коэффициентов т0,25 и т0,4 определяют параметр показательного закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов.
4.7.4 По параметру закона распределения и коэффициенту, численно равному количеству труб, имеющих дефекты с рангом опасности Rk ? 0,25, определяют общее количество поврежденных коррозией труб с учетом необнаруженных дефектов (дефекты с размерами, меньшими порога чувствительности дефектоскопа).
4.7.5 Если оценку текущего коррозионного состояния линейного участка МГ проводят на основе результатов ВТД газопровода-аналога, то его конструкционные особенности, время эксплуатации, нагруженность и длину учитывают корректировкой значений параметра закона распределения и общего количества поврежденных труб, полученных для газопровода-аналога.
4.8 Прогноз коррозионного состояния линейного участка МГ по результатам ВТД необходимо осуществлять в следующем порядке.
4.8.1 Для параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов и общего количества поврежденных коррозией труб, полученных в результате оценки текущего коррозионного состояния, определяют скорости их изменения.
4.8.2 Если прогноз коррозионного состояния линейного участка МГ производят на основе результатов ВТД газопровода-аналога, то его особенности учитывают корректировкой скоростей изменения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов и общего количества поврежденных труб, полученных для газопровода-аналога.
4.8.3 По формулам, учитывающим скорости изменения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов и общего количества поврежденных коррозией труб, оценивают для линейного участка МГ, в зависимости от времени эксплуатации, количество труб с потенциально опасными, критическими и закритическими дефектами.
4.8.4 По данным о количестве труб с потенциально опасными, критическими и закритическими дефектами проводят оценку количества труб с коррозионными дефектами, подлежащих оперативному и плановому ремонту.
5 Расчетный метод оценки точности внутритрубной диагностики5.1 Для оценки точности определения ВТД размеров коррозионных дефектов необходимо определить фактические размеры обнаруженных дефектов приборным обследованием газопровода в шурфах. Погрешности определения при ВТД размеров дефектов следует учитывать при оценке по результатам ВТД текущего и прогнозного коррозионного состояния линейного участка МГ.Примечание - Результаты оценки точности результатов ВТД представляют в соответствии с формой, приведенной в приложении А.5.2 Оценку точности определения размеров коррозионных дефектов при ВТД необходимо проводить по систематической и среднеквадратической погрешностям определения геометрических размеров коррозионных дефектов. Для этого рассматривают точность определения геометрических размеров коррозионных дефектов, которые характеризуют степень их опасности, - относительную глубину (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы) и длину дефектов в осевом направлении.
5.3 При расчете систематической и среднеквадратической погрешностей определения геометрических размеров коррозионных дефектов следует рассматривать размеры допустимых (ранг опасности дефектов Rk ? 0,3) и потенциально опасных (0,3 ? Rkных дефектов. Характер границ, определяющих в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112 области допустимых, потенциально опасных, критических и закритических коррозионных дефектов, показан на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 - Характер границ допустимых, потенциально опасных,
критических и закритических коррозионных дефектов5.4 Для того чтобы с вероятностью 90 %-ной оценки среднеквадратических погрешностей определения размеров дефектов (S?, Sl) не превышали 20 % в соответствии с графиком, представленным на рисунке 5.2, должно быть рассмотрено не менее 35 дефектов. Если в шурфах обследовано меньшее количество коррозионных дефектов, оценку точности определения размеров дефектов при ВТД не проводят.S? - оценка среднеквадратического отклонения относительной глубины дефекта;
Sl - оценка среднеквадратического отклонения длины дефекта;
S?ф - фактическое значение среднеквадратического отклонения относительной глубины дефекта;
Slф- фактическое значение среднеквадратического отклонения длины дефекта.Рисунок 5.2 - Зависимость оценки погрешности среднеквадратического отклонения
от количества обследованных дефектов5.5 Относительную систематическую погрешность определения относительной глубины коррозионных дефектов ?? вычисляют по формуле
, (5.1)
где Nd - количество обследованных в шурфах дефектов;
?i - относительная глубина i-го дефекта, определенная по результатам ВТД;
- относительная глубина i-го дефекта, определенная по результатам приборного обследования в шурфах.5.6 Относительную среднеквадратическую погрешность определения относительной глубины коррозионных дефектов S? вычисляют по формуле
, (5.2)
где Nd - количество обследованных в шурфах дефектов;
?i - относительная глубина i-го дефекта, определенная по результатам ВТД;
- относительная глубина i -го дефекта, определенная по результатам приборного обследования в шурфах.
5.7 Относительную систематическую погрешность определения длины коррозионных дефектов ?i вычисляют по формуле
(5.3)
где Nd - количество обследованных в шурфах дефектов;
li - длина i-го дефекта, определенная по результатам ВТД, мм;
- длина i-го дефекта, определенная по результатам приборного обследования в шурфах, мм.
5.8 Относительную среднеквадратическую погрешность определения длины коррозионных дефектов Sl вычисляют по формуле
, (5.4)
где Nd
perviydoc.ru
