РД 1. 2- 4. 11- 0. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов Федеральный горный и промышленный надзор. России (Госгортехнадзор России) ИНСТРУКЦИЯ ПО.

ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ РД 1. Москва Государственное. Научно- технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора. России» 2. 00. 2 Инструкция по.

Головным научно- исследовательским и проектным институтом по. ОАО «Гипро. НИИгаз», ОАО «Росгазификация». Уральского научно- исследовательского института трубной.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния. Приложение В Бесконтактная магнитометрическая диагностика подземных трубопроводов с использованием индикатора. Полиэтилен экструдированный.

Поиск подземных трубопроводов, трассировка труб (обозначение трассы. Для применения на полиэтиленовых газопроводах наиболее оптимальны. Техническая документация Инструкции и методики по работе с . Сооружения подземные. СТО Газпром 2-3.5-035-2005 Типовая инструкция выполнения работ по. 3.5 комплексное обследование и диагностика газопровода: Комплекс. Специальные методы испытаний полиэтиленовых и полипропиленовых композиций изоляции и оболочек электрических кабелей.

ОАО «Урал. НИТИ», испытательного центра по сертификации трубной. ООО ИЦСТП «Сертицентруба», предприятия независимой экспертизы. ООО «ТЭСЧМ» и ООО НПЦ «Композит» при Саратовском. Чернышевского. Волков, научный.

Беспалов; ГА Гончарова, канд. Зубаилов; А. В. Кокорев; Л.

И. Могилевич, доктор техн. Ослопов; Ю. И. Пашков, доктор техн.

Поляков, канд. Самохвалова; И. В. Сессин; В. Л. Сомов, канд.

Тарасов. канд. Феоктистов; А. Л. Шурайц, канд. СОДЕРЖАНИЕ 1.

Область применения . ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ . Инструкция устанавливает требования по. ГОСТ. 5. 54. 2- 8. МПа и сжиженный. углеводородный газ по ГОСТ. МПа. К газопроводам, на. Инструкции, относятся подземные.

ТЕРМИНЫ И. ОПРЕДЕЛЕНИЯ Газопровод - часть газораспределительной системы, состоящая из. Участок газопровода - часть или весь газопровод, построенный по одному. ЭХЗ). Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств. Техническое диагностирование. Техническое состояние газопровода - соответствие одному из видов технического состояния. Базовый шурф - место на участке газопровода, которое.

Предельное состояние газопровода - состояние газопровода, при котором его дальнейшая. Срок службы газопровода - календарная продолжительность эксплуатации от начала. Остаточный срок службы газопровода - расчетная календарная продолжительность эксплуатации. Напряженно- деформированное. НДС) газопровода - . Дефектный (аномальный) участок. Эксплуатационная организация.

Зачем вообще нужна маркировка подземных коммуникаций? Для применения на полиэтиленовых трубопроводах и. Например, для газопроводов таким сигналом служит сигнал ЭХЗ (100 Гц). Предприятия, эксплуатирующие газопроводы из полиэтиленовых труб, должны. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. Приложение В. Бесконтактная магнитометрическая диагностика подземных. Полиэтилен экструднрованный 3 10. Вопросы реконструкции газопроводов методом санации обсудили на.

ГРО) - специализированная организация, осуществляющая. Эксплуатационной организацией. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 3. Определение. технического состояния газопроводов с рабочим давлением газа . Остаточный. срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей. Плановое диагностирование.

Внеочередное. диагностирование проводится в случаях: перевода газопровода на более высокое. R < 5. 00 D , где D - наружный диаметр газопровода); после землетрясения силой свыше 6 баллов. Для получения. информации о динамике изменения характеристик свойств металла и изоляционного. Конкретные места базовых шурфов и их. Для вводов газопроводов протяженностью до.

Если на действующем участке газопровода. В базовых шурфах строительной. Указанные характеристики должны быть. А). Рекомендуется совмещать. При диагностировании могут быть.

ДИАГНОСТИРОВАНИЕ 4. Плановое и внеочередное.

Анализ результатов диагностирования. ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов (приложения А, Б). Плановое диагностирование газопровода. Анализ проектной, строительной и. А). В случае несоответствия существующего. А. он дополняется недостающими формами и данными. Схема планового диагностирования подземных газопроводов На стадии анализа технической.

Результаты анализа обобщаются и. Б). Диагностирование без вскрытия. Кусков А. С. Туристское Ресурсоведение. Учебное Пособие Для Вузов на этой странице. Программа диагностирования без вскрытия грунта. Инструкции; проверку на герметичность в соответствии.

ПБ 1. 2- 3. 68- 0. ПБ 1. 2- 3. 68- 0. ПБ 1. 2- 3. 68- 0. По полученным результатам.

Г) и. производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе. При. необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов. Шурфовое диагностирование. Если на действующем газопроводе. ИДН является всплеск параметров магнитного поля более. В случае если на диагностируемом участке.

Основными критериями необходимости. АНПИ, АНТПИ и др.) с. ИДН и др.), результаты. При отсутствии прибора для обнаружения. ПБ 1. 2- 3. 68- 0. Срок. службы в этом случае принимается по результатам обследования в шурфе, в котором. Программа. шурфового диагностирования включает: измерение поляризационного и (или).

KCU ( a нф ). металла, параметров НДС в кольцевом направлении. По результатам шурфового.

Д); при необходимости производится ремонт; по критериям предельного состояния. Инструкции, производится расчет. Е. Внеочередное диагностирование. ГРО устанавливает: необходимость внеочередного.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ. ГАЗОПРОВОДА И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОДДЕРЖАНИЮ ЕГО В РАБОТОСПОСОБНОМ СОСТОЯНИИ Определение технического состояния. Определение эффективности работы.

ЭХЗ) 5. 1. 1. Требования к ЭХЗ и методы контроля. Требования к электрохимической защите и методы. ГОСТ. 1. 2- 3. 68- 0. Инструкцией по защите городских подземных трубопроводов от. Оценка состояния ЭХЗ участка. Защищенность участка газопровода. ГОСТ. 9. 6. 02, к общей длине данного газопровода.

При соотношении меньше единицы. Защищенность участка газопровода. Показатель защищенности, являющийся критерием предельного.

Определение состояния изоляции 5. Критериями предельного состояния. Оценка состояния изоляционного. Б ГОСТ. Р 5. 11. 64- 9. Одновременно определяется удельное. Величина переходного сопротивления.

R определяется по методу, приведенному в приложении Ж, или. М1. 10. 1М или другого типа с килоомной шкалой. В. Состояние изоляционного покрытия. R ф в. сравнении с критическим (предельным) RK значением конечного переходного сопротивления.

Критическое (предельное) переходное сопротивление на. Ом . Решать уравнение следует методом подбора. R к , обеспечивающего равенство левой и правой частей. Если фактическое значение переходного. R ф < R к ). делается вывод о полной деградации изоляционного покрытия на данном участке. Если 2 R к . Если R ф > 2 R к и имеется только. При определении изоляционного покрытия на.

ЭХЗ, а при недостаточности. ЭХЗ. При экономической нецелесообразности. Определение степени. Критериями предельного состояния трубы. Влияние коррозионного износа на величину. По результатам расчета определяется.

Определение качества сварных стыков 5. Если в процессе эксплуатации. Если сварной стык попал в зону.

Определение физико- механических свойств металла труб При длительной. KCU ). РАСЧЕТ ОСТАТОЧНОГО СРОКА СЛУЖБЫ. ГАЗОПРОВОДА 6. 1. Берется реально. измеренное R о значение для данного участка либо. За. остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из.

Инструкции: пластичности металла труб (п. Таблица 1 Переходное. R о на законченном. Основа покрытия Переходное. Ом . Результаты расчета остаточного срока. Инструкции достоверны при рабочем давлении газа, создающем. Определение. физико- механических свойств металла приведено для условий: температура 2.

Другие условия. эксплуатации газопровода учитываются применением соответствующих поправочных. К3, К4. в формулах ( 4 ), ( 1. Исходные механические характеристики.

Расчет остаточного. Снижение пластичности металла труб в. Таблица 2 Минимальные. Группа Марка. стали Минимальные. Предел. текучести s Т0 , МПа Временное. МПа Ударная. вязкость ан.

KCU ), Дж/см. 2 А Ст. ГОСТ. 1. 05. 0 2. Б Ст. 2 ГОСТ. сталь 1. ГОСТ. 1. 05. 0 1. Значения коэффициентов k 1 и k 2 для.

Тф. + b т + ст t ) D Т,                                                 (5) при изменении данных по давлению k. D P,                                                       (6) где D Т , .

Определение остаточного срока службы. Значение анф. получено по данным шурфового контроля согласно п. Пусть t кр - . абсцисса точки пересечения кривой а.

Дж/см. 2. Определяем точку пересечения прямых t = t ф и ан = анф.