GOST R 54907-2012

GOST R 54907−2012 Transport par pipeline principal de pétrole et de produits pétroliers. Diagnostic technique. Points clés

GOST R 54907−2012

NORME NATIONALE DE LA FÉDÉRATION DE RUSSIE

Transport par pipeline principal de pétrole et de produits pétroliers

DIAGNOSTIC TECHNIQUE

Points clés

Pipelines principaux pour le transport du pétrole et des produits pétroliers. diagnostic technique. principes de base

OKS 19.100

Date de lancement 2012-10-01

Avant-propos

Les objectifs et les principes de la normalisation dans la Fédération de Russie sont établis par la loi fédérale du 27 décembre 2002 N 184-FZ "sur la réglementation technique" et les règles d'application des normes nationales de la Fédération de Russie - GOST R 1.0-2004 "La normalisation dans la Fédération de Russie. Dispositions de base"

À propos de la norme

1 DÉVELOPPÉ par la société à responsabilité limitée "Scientific Research Institute of Transportation of Oil and Oil Products" (LLC "NII TNN"), Open Joint Stock Company "Center for Technical Diagnostics" (JSC "TsTD "Diascan")

2 INTRODUIT par le sous-comité P.K. 7 « Principaux pipelines de transport de pétrole et de produits pétroliers » du comité technique de normalisation TC 23 « Équipements et technologies pour la production et le traitement du pétrole et du gaz »

3 APPROUVÉ ET MIS EN VIGUEUR par arrêté de l'Agence fédérale de réglementation technique et de métrologie du 24 mai 2012 N 75-st

4 Cette norme prend en compte les principales dispositions réglementaires des normes internationales et nationales américaines suivantes :

— ISO 13623:2009* « Industrie pétrolière et gazière. Systèmes de transport par conduites" (ISO 13623:2009 "Industries du pétrole et du gaz naturel - Systèmes de transport par conduites");
________________
* L'accès aux documents internationaux et étrangers mentionnés ci-après peut être obtenu en cliquant sur le lien vers shop.cntd.ru. — Note du fabricant de la base de données.

— ISO 15649:2001 Industrie pétrolière et gazière. Système de tuyauterie" (ISO 15649:2001 "Industries du pétrole et du gaz naturel. Tuyauteries");

- API STD 2610 "Design, construction, operation, maintenance, and inspection of terminal & tank facility" (API STD 2610 "Design, construction, operation, maintenance, and inspection of terminal & tank facility");

- API STD 1163 "Exigences pour les systèmes d'inspection en ligne" (API STD 1163 "Norme de qualification des systèmes d'inspection en ligne");

— ANSI/ASME B 31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids.

5 Cette norme prend en compte les exigences :

— Loi fédérale n° 116-FZ du 21 juillet 1997 « Sur la sécurité industrielle des installations de production dangereuses » ;

- Loi fédérale du 21 décembre 1994 N 69-FZ "sur la sécurité incendie" ;

— Loi fédérale n° 184-FZ du 27 décembre 2002 « sur la réglementation technique » ;

— Loi fédérale n° 384-FZ du 30 décembre 2009 « Règlement technique sur la sécurité des bâtiments et des structures » ;

- Règlement technique «Sur la sécurité des équipements destinés à fonctionner dans des environnements explosifs», approuvé par décret du gouvernement de la Fédération de Russie du 24 février 2010 N 86;

- Règlement technique "Sur la sécurité des machines et équipements", approuvé par décret du gouvernement de la Fédération de Russie du 15 septembre 2009 N 753

6 INTRODUIT POUR LA PREMIÈRE FOIS


Les informations sur les modifications apportées à cette norme sont publiées dans l'index d'informations publié annuellement "Normes nationales" et le texte des modifications et modifications - dans les index d'informations publiés mensuellement "Normes nationales". En cas de révision (remplacement) ou d'annulation de cette norme, un avis correspondant sera publié dans l'index d'information publié mensuellement "Normes nationales". Les informations, notifications et textes pertinents sont également publiés dans le système d'information public - sur le site officiel de l'Agence fédérale de réglementation technique et de métrologie sur Internet

1 domaine d'utilisation

1.1 La présente norme établit les principales dispositions pour la réalisation des diagnostics techniques et s'applique aux canalisations de la partie linéaire des oléoducs principaux (oléoducs) achevés par construction, après reconstruction, révision, en exploitation, en mode conservation et maintenance en toute sécurité. condition.

1.2 Cette norme ne s'applique pas :

— sur les canalisations pour les gaz d'hydrocarbures liquéfiés et leurs mélanges, les condensats instables d'essence et de gaz de pétrole, les autres hydrocarbures liquéfiés à pression de vapeur saturante à une température de 20 °C supérieure à 0,2 MPa ; pipelines transportant des fluides gazeux ;

— oléoducs principaux (oléoducs) avec un produit pompé polyphasique (liquide avec gaz);

- canalisations de terrain.

La présente Norme internationale est destinée à être utilisée par les organismes :

— exploitation des principaux oléoducs (oléoducs);

- qui sont clients des diagnostics techniques ;

— effectuer des diagnostics techniques des principaux oléoducs (oléoducs);

— effectuer la conception, la construction, la révision et la reconstruction des principaux oléoducs (oléoducs);

— exercer un contrôle sur la construction, la révision et la reconstruction des principaux oléoducs (oléoducs);

- organiser la formation et tester les connaissances du personnel effectuant l'exploitation, la construction, la révision, la reconstruction, les diagnostics techniques des principaux oléoducs (oléoducs).

2 Références normatives

Cette norme utilise des références normatives aux normes suivantes :

GOST R 51164−98 Pipelines principales en acier. Exigences générales pour la protection contre la corrosion

GOST 2.501−88 Système unifié de documentation de conception. Règles de comptabilisation et de stockage

GOST 9.602−2005 Système unifié de protection contre la corrosion et le vieillissement. Ouvrages souterrains. Exigences générales pour la protection contre la corrosion

GOST 14782−86 Essais non destructifs. Les connexions sont soudées. Méthodes ultrasoniques

GOST 18442−80 Essais non destructifs. méthodes capillaires. Exigences générales

GOST 20415−82 Essais non destructifs. Méthodes acoustiques. Dispositions générales

GOST 21105−87 Essais non destructifs. Méthode des particules magnétiques

GOST 23479−79 Essais non destructifs. Méthodes de vue optique. Exigences générales

Remarque - Lors de l'utilisation de cette norme, il est conseillé de vérifier la validité des normes de référence dans le système d'information public - sur le site officiel de l'Agence fédérale de réglementation technique et de métrologie sur Internet ou selon l'index d'information publié annuellement "Normes nationales ", qui a été publié à partir du 1er janvier de l'année en cours, et selon les panneaux d'information mensuels correspondants publiés dans l'année en cours. Si la norme de référence est remplacée (modifiée), alors lors de l'utilisation de cette norme, vous devez être guidé par la norme de remplacement (modifiée). Si la norme référencée est annulée sans remplacement, la disposition dans laquelle la référence à celle-ci est donnée s'applique dans la mesure où cette référence n'est pas affectée.

3 Termes et définitions

Dans cette norme, les termes suivants sont utilisés avec leurs définitions respectives :

3.1 essai d'émission acoustique: type d'essai non destructif basé sur l'analyse des paramètres des ondes élastiques émises par l'objet d'essai.

3.2 vérification confirmation, par la fourniture de preuves objectives, que les exigences spécifiées ont été satisfaites.

3.3 contrôle visuel et de mesure: type de contrôle non destructif dans lequel les informations primaires sont perçues par les organes de la vision directement ou à l'aide d'instruments optiques qui ne contrôlent pas et ne mesurent pas (par exemple, à l'aide d'une loupe), et des mesures sont effectuées par la mesure de grandeurs géométriques.

3.4 diagnostic en ligne : type de diagnostic technique, consistant en un ensemble d'ouvrages qui fournissent des informations sur les défauts, les soudures, les caractéristiques de la canalisation et leur emplacement, à l'aide d'appareils d'inspection en ligne mettant en œuvre différents types de contrôle non destructif, d'identifier, sur la base de ces informations, la présence et la nature des défauts.

3.5 dispositif d'inspection en ligne: dispositif déplacé à l'intérieur de la canalisation par le flux du produit pompé, équipé de moyens de surveillance et d'enregistrement des données sur les défauts et les caractéristiques de la paroi de la canalisation, des soudures et de leur emplacement.

3.6 canalisations auxiliaires : Oléoducs (canalisations de produits pétroliers) pour le drainage et les fuites des unités de pompage, les filtres à impuretés de drainage, les régulateurs de pression, les soupapes de sécurité, la tuyauterie des réservoirs de décharge et l'amortissement des ondes de choc, le pompage des réservoirs de collecte et les fuites.

3.7 défaut de géométrie de canalisation : défaut entraînant une modification de la section d'écoulement de la canalisation en raison d'une modification de sa forme dans la section transversale.

3.8 défaut d'un oléoduc (oléoduc): Écart des paramètres (caractéristiques) des oléoducs (oléoducs) ou de leurs éléments par rapport aux exigences établies dans les documents réglementaires.

3.9 contrôle défectoscopique complémentaire: Ensemble de travaux effectués afin de clarifier les paramètres des défauts de section après avoir effectué des diagnostics en ligne, des tests d'émission acoustique ou des diagnostics électrométriques.

3.10 mouflage: Ensemble de travaux effectués sur le site de lancement des outils de nettoyage et de diagnostic afin de placer les outils de nettoyage et de diagnostic dans la chambre de lancement.

3.11 interprétation des données d'inspection en ligne: interprétation des informations reçues sous forme électronique à la suite d'une inspection en ligne, enregistrées lors du passage dans la conduite par un dispositif d'inspection en ligne, concernant les défauts et les caractéristiques de la paroi de la conduite, des soudures et leur emplacement sur le pipeline.

3.12 exécutant de diagnostics techniques : organisme qui a assumé l'obligation d'effectuer des travaux de diagnostic technique sur l'installation.

3.13 chambres de lancement et de réception des moyens de nettoyage et de diagnostic: équipement de la partie linéaire de l'oléoduc principal (oléoduc) conçu pour charger les moyens de nettoyage et de diagnostic (y compris les pistons séparateurs et les obturateurs) dans le pipeline et les extraire du pipeline.

3.14 essai capillaire: méthode d'essai non destructive qui utilise la possibilité de pénétration de liquides spéciaux dans des discontinuités à la surface de l'objet d'essai afin de les détecter.

3.15 partie linéaire de l'oléoduc principal (oléoduc) : Partie intégrante de l'oléoduc principal (oléoduc), composé de conduites (y compris vannes d'arrêt et autres vannes, traversées d'obstacles naturels et artificiels), d'installations électrochimiques de protection contre la corrosion, de lignes de transport d'électricité le long du parcours, d'installations de communication technologique et autres dispositifs et structures et destinés au transport de pétrole (produits pétroliers).

3.16 oléoduc principal (oléoduc): complexe de production et technologique unique composé d'oléoducs et de stations de pompage associées, d'installations de stockage de pétrole (produits pétroliers) conformes aux exigences de la législation en vigueur de la Fédération de Russie dans le domaine de la réglementation technique , et d'autres installations technologiques qui assurent le transport, l'acceptation, la livraison de pétrole (produits pétroliers) qui répondent aux exigences de la législation actuelle de la Fédération de Russie, des points d'acceptation aux points de livraison aux consommateurs ou de transbordement vers un autre type de transport.

3.17 essai par particules magnétiques: méthode d'essai non destructive qui utilise, pour détecter des défauts dans des produits métalliques, l'attraction de particules de poudre magnétique par les forces de champs magnétiques non homogènes qui apparaissent à la surface du produit en présence de défauts de surface et de sous-surface dedans.

3.18 panneau de signalisation: Panneau d'identification de la canalisation au sol.

Remarque - Il est installé sur la partie linéaire de l'oléoduc principal (oléoduc) avec une distance entre les marqueurs adjacents ne dépassant pas 2 km, ainsi qu'aux croisements de l'oléoduc principal (oléoduc) par voie naturelle et barrières artificielles. L'emplacement des marqueurs doit rester inchangé. La liaison des panneaux de signalisation au sol doit être reflétée dans les passeports de l'oléoduc principal (oléoduc) pour les traversées à travers les barrières d'eau et la partie linéaire.

3.19 point marqueur: point présélectionné sur la surface terrestre au-dessus de l'axe de la canalisation à l'emplacement de l'émetteur marqueur, conçu pour référencer avec précision les données de diagnostic dans la canalisation sur le terrain.

3.20 diagnostic externe de la canalisation: Diagnostic technique réalisé depuis la surface extérieure de la canalisation, sans introduction d'équipement dans la cavité de la canalisation.

3.21 contrôle non destructif : Contrôle de la conformité des paramètres des dispositifs techniques, matériaux, produits, pièces, assemblages, joints soudés aux exigences des documents réglementaires, qui ne viole pas l'adéquation de l'objet de contrôle à l'utilisation et au fonctionnement.

3.22 pipelines sous cocon et maintenus dans un état sûr : Oléoducs principaux et technologiques (oléoducs), temporairement déclassés conformément à la documentation du projet, restant en bon état technique pendant une période de conservation spécifiée, après quoi ils peuvent être déconservés et mis en fonctionnement en fonctionnement.

3.23 dispositif de nettoyage (grattoir): dispositif en ligne conçu pour nettoyer la cavité interne et les parois du pipeline de la paraffine et de l'asphalte, des dépôts de résine et de paraffine, des corps étrangers et des contaminants.

3.24 vannes sécantes: Vannes conçues pour la séparation technologique des systèmes [unités technologiques, stations de pompage, partie linéaire de l'oléoduc principal (oléoduc)], reliés par des pipelines.

Calibre de porc 3.25: Un dispositif en ligne conçu pour évaluer la taille minimale de la zone d'écoulement du pipeline, qui est déterminée avant de démarrer les porcs de nettoyage ou les dispositifs d'inspection en ligne.

3.26 moyens de nettoyage et de diagnostic: Dispositifs déplacés à l'intérieur de l'oléoduc (oléoduc) par le flux du produit pompé, destinés à effectuer le nettoyage ou le diagnostic technique de la canalisation (selon le type de moyen de nettoyage et de diagnostic).

3.27

3.28 cahier des charges pour la réalisation des travaux de diagnostic technique : Document contenant l'objet, la procédure, l'étendue du diagnostic technique, ainsi que les données initiales nécessaires au diagnostic des objets spécifiés dans le cahier des charges et à l'établissement d'un rapport technique.

3.29 unité de démarrage d'outils de nettoyage et de diagnostic : un site de production avec un ensemble d'équipements interconnectés conçus pour effectuer des opérations technologiques de mouflage et de lancement d'appareils de nettoyage, de diagnostic et de séparation en ligne dans le flux du produit pompé dans l'huile principale oléoduc (oléoduc).

3.30 unité de réception des outils de nettoyage et de diagnostic : un site de production avec un ensemble d'équipements interconnectés conçus pour effectuer des opérations technologiques de réception et d'extraction des dispositifs de nettoyage, de diagnostic, de séparation et d'étanchéité en ligne des principaux oléoducs (oléoducs).

3.31 nœud pour le passage des moyens de nettoyage et de diagnostic : un site de production sur lequel se trouve une tuyauterie technologique, qui assure le passage des dispositifs de nettoyage, de diagnostic, de séparation et d'étanchéité en ligne des principaux oléoducs (oléoducs) à la fois avec et sans arrêter la station de pompage selon le schéma :

- réception des outils de nettoyage et de diagnostic au point de contrôle, lancement des outils de nettoyage et de diagnostic à partir du point de contrôle ;

— le passage des outils de nettoyage et de diagnostic sans s'arrêter dans un poste hors service.

3.32 contrôle par ultrasons: méthode acoustique de contrôle qualité non destructif qui utilise des ondes élastiques de la gamme des ultrasons pour détecter les défauts, introduits dans le produit (joint de soudure) depuis l'extérieur et réfléchis par les défauts ou dispersés sur ceux-ci.

3.33 diagnostic électrométrique: type de diagnostic technique qui fournit des informations sur l'état technique de la canalisation en mesurant et en enregistrant les paramètres électriques qui caractérisent directement ou indirectement l'état du système de protection contre la corrosion des métaux de la canalisation et le niveau de sa protection, ainsi que caractérisent le degré de risque de corrosion de l'environnement entourant le pipeline.

4 Abréviations

Les abréviations suivantes sont utilisées dans cette norme :

AEC - contrôle des émissions acoustiques ;

VIK - contrôle visuel et de mesure;

VIP - dispositif d'inspection en ligne ;

VL - ligne aérienne;

VTD - diagnostics en ligne ;

DDC - contrôle supplémentaire de détection des défauts ;

KIP - instrumentation ;

KPP SOD - chambres pour lancer et recevoir des moyens de nettoyage et de diagnostic;

LCH - partie linéaire ;

MK - contrôle des particules magnétiques ;

MN - oléoduc principal ;

MNPP - oléoduc principal de produits pétroliers ;

NK - essai non destructif ;

OS - dispositif de nettoyage ;

SOD - moyens de nettoyage et de diagnostic;

savoirs traditionnels - termes de référence ;

UGZ - installation de protection galvanique;

UDZ - installation de protection de drainage;

USI - test par ultrasons ;

UKZ - installation de protection cathodique ;

UT - mesure d'épaisseur par ultrasons ;

ED - diagnostic électrométrique;

ECP - protection électrochimique.

5 Dispositions générales

5.1 Définition des buts et objectifs des diagnostics techniques

La réalisation de diagnostics techniques commence par la définition par l'organisme exploitant des buts et objectifs des diagnostics techniques, ainsi que par la définition des exigences pour l'exécutant des diagnostics techniques.

Parmi les tâches des diagnostics techniques figure la détection et l'identification de certains types de défauts avec la précision requise. Les principales exigences pour la précision de la détection des défauts comprennent :

 précision de la détermination de la taille des défauts ;

- précision de la détermination de la position des défauts sur le pipeline dans le sens longitudinal (distance) et sur la circonférence de la section transversale du pipeline (angle).

L'organisation exploitante, sur la base des tâches et des exigences formulées, constitue le mandat pour la réalisation des travaux de diagnostic technique. Les TDR peuvent préciser les exigences relatives aux types et méthodes de diagnostics techniques et l'étendue du contrôle.

Sur la base des informations reçues de l'organisme exploitant, l'exécutant des diagnostics techniques formule des propositions pour effectuer des diagnostics techniques à l'aide d'équipements et de méthodes de diagnostic qui répondent aux exigences établies par l'organisme exploitant.

5.2 Types de diagnostics techniques

5.2.1 Cette norme considère les types suivants de diagnostics techniques utilisés dans les installations incluses dans le champ d'application de cette norme :

- VTD conformément à l'article 6 ;

- diagnostics externes par méthodes CND conformément à la section 7 ;

— ED conformément à la section 8.

5.2.2 VTD est utilisé dans l'inspection de LP MN (MNPP) afin d'identifier les défauts dans la géométrie des canalisations, les défauts dans la paroi des canalisations et les soudures.

5.2.3 Le diagnostic externe par des méthodes NDT est utilisé lors de l'examen des éléments du LCH MN (MNPP), sur lesquels, en raison de leurs caractéristiques de conception, l'ITD n'est pas effectué.

5.2.4 Des diagnostics externes par des méthodes NDT (DDC) sont effectués sur les pipelines inspectés par le VTS afin de vérifier les données VTD et dans les zones sans informations de diagnostic du VTS. Dans ce cas, les méthodes de commande données en 7.1 peuvent être utilisées.

5.2.5 ED est utilisé lors de l'examen du LCH MN (MNPP) pour évaluer l'état du revêtement isolant, déterminer l'état de corrosion du LCH MN (MNPP), la cause et le taux de corrosion, et évaluer l'état des installations ECP .

5.2.6 En l'absence de possibilité de réalisation de VTD, l'état technique de la canalisation est déterminé en fonction :

— analyse de la documentation technique de la canalisation ;

— des relevés de l'état de corrosion et de l'état de la protection anticorrosion de la canalisation ;

- détermination de la position en altitude et de la profondeur prévues de la conduite conformément au 7.3 ;

– inspection de la canalisation par la méthode AEK ;

— réalisation de DDT sur des tronçons de conduites présentant des défauts potentiels dans la paroi de la conduite, les soudures, le revêtement isolant sur la base des résultats de l'AEC et l'examen de l'état de corrosion de la conduite conformément au 7.2 ;

— réalisation du VIC conformément au 7.1.2.2 ;

 contrôle par ultrasons selon 7.1.3.1 ;

— effectuer l'UT conformément au 7.1.3.1 ;

— performances du MC conformément au 7.1.4.1 ;

— effectuer un contrôle capillaire conformément au 7.1.4.2 .

5.3 Exigences pour l'exécutant des diagnostics techniques

L'exécutant des diagnostics techniques doit avoir :

— Laboratoire CND dont la compétence est documentée conformément à la législation de la Fédération de Russie. Le client de diagnostics techniques a le droit de présenter des exigences documentées supplémentaires pour la compétence du laboratoire CND de l'exécutant des diagnostics techniques conformément aux documents réglementaires de l'organisation - le propriétaire de l'objet de contrôle et de vérifier la conformité du laboratoire CND avec ces exigences ;

- instruments de mesure et équipements nécessaires à l'exécution des types de travaux déclarés sur les diagnostics techniques, complétés par des autorisations délivrées selon les modalités prescrites ;

— des documents confirmant les qualifications du personnel suffisantes pour effectuer les travaux déclarés sur les diagnostics techniques, ainsi que la connaissance des règles de sécurité lors de l'exécution de ces travaux ;

— un processus documenté pour réaliser les types de diagnostics techniques déclarés.

Le processus documenté de diagnostic technique doit contenir les procédures obligatoires suivantes :

— analyse des documents techniques remis par l'organisme exploitant (TdR, questionnaire) afin de déterminer la faisabilité technique de la réalisation des diagnostics techniques et de sélectionner les équipements de diagnostic nécessaires ;

— préparation d'équipements de diagnostic pour les diagnostics techniques ;

— effectuer des diagnostics techniques sur l'objet de contrôle ;

— évaluation du laissez-passer VIP;

— analyse des résultats des diagnostics techniques ;

— vérification des résultats des diagnostics techniques ;

— l'élaboration et le transfert à l'organisme exploitant d'une documentation de reporting basée sur les résultats des diagnostics techniques.

L'exécutant des diagnostics techniques doit être guidé par des actes juridiques réglementaires et des documents techniques qui établissent les règles de conduite des travaux dans des installations de production dangereuses.

6 Diagnostics en ligne

6.1 Détermination des exigences pour l'inspection en ligne

6.1.1 Avant d'effectuer le VTD, l'organisme exploitant doit fournir à l'exécutant du diagnostic technique des informations sur les paramètres des canalisations et les restrictions qui leur sont associées. Ces informations peuvent être fournies sous la forme de questionnaires remplis pour déterminer la possibilité d'utiliser le VTS sur le pipeline.

6.1.2 Les informations fournies par l'organisme exploitant comprennent :

- longueur, diamètre extérieur, épaisseur de paroi du pipeline ;

- paramètres des vannes de canalisation (soupapes d'arrêt et de sécurité, tés, tuyaux de dérivation) et des coudes (branches) de la canalisation à travers lesquels passe le VIP, tels que : section d'écoulement minimale, épaisseur de paroi, saillie dans la canalisation, rayon et angle de flexion de l'axe de la canalisation, la présence de grilles de protection ;

 types de tubes utilisés, joints soudés ;

- distances minimales entre les raccords de canalisation et les embranchements ;

- paramètres des unités de lancement et de réception de SOD ;

— paramètres du produit pompé (type de liquide, viscosité, densité, composition chimique, température) ;

— paramètres d'écoulement (sens, vitesse, pression) ;

- des informations sur le nettoyage en cours de la canalisation.

6.1.3 Pour réaliser le VTD, le pipeline doit être équipé d'unités de lancement et de réception de SOD.

6.1.4 L'exécutant des diagnostics techniques, guidé par les buts et objectifs de l'organisme exploitant, sur la base de l'analyse des informations sur le pipeline soumis au VTD, détermine les types et la liste des VTS nécessaires à la conduite du VTD.

6.1.5 L'exécutant des diagnostics techniques fournit à l'organisme exploitant des informations sur les caractéristiques techniques du VTS, confirmant la possibilité de les utiliser pour effectuer le VTD conformément aux exigences des TdR.

6.1.6 Avant la mise en service des canalisations nouvellement construites, ainsi qu'après l'achèvement des travaux de construction et d'installation pour la reconstruction ou la révision des canalisations, leur VTD doit être effectué et les défauts identifiés par les résultats de la VTD doivent être éliminés de la manière prescrite. L'élimination des défauts doit être effectuée par les forces et aux frais de l'entrepreneur effectuant la construction.

6.2 Sélection d'un outil d'inspection en ligne

6.2.1 Détermination de l'adéquation

6.2.1.1 Afin d'assurer la haute qualité du VTD, l'organisme exploitant et l'exécutant des diagnostics techniques doivent coopérer à l'analyse de la conformité des capacités techniques du VTS avec les tâches assignées au VTD.

6.2.1.2 La précision et les capacités de détection du VTS utilisé et le type de VTD doivent être confirmés par des études appropriées.

6.2.1.3 La taille minimale d'un défaut à détecter par le VIS (conformément aux caractéristiques techniques du VIS) doit être inférieure ou égale aux tailles des défauts censés être détectés conformément aux TdR.

6.2.1.4 La précision de la détermination de l'emplacement des défauts et des caractéristiques du pipeline, fournie par le VTS, doit être suffisante pour détecter ces défauts et caractéristiques sur le pipeline.

6.2.1.5 Les contrôles ci-dessus sont effectués en tenant compte des informations disponibles sur l'épaisseur de paroi des tuyaux.

6.2.1.6 La distance maximale relevée par le VTS, limitée par les propriétés mécaniques (résistance à l'usure, durée de vie des unités mécaniques du VTS), doit dépasser la longueur de la section de canalisation diagnostiquée. Dans ce cas, il faut également tenir compte de l'état de la cavité interne du pipeline (présence d'impuretés abrasives, rugosité de la paroi du tuyau), car cela affecte l'usure des éléments du VIP. Lors de la planification du VTD, il est nécessaire de prendre en compte la distance maximale et le temps de fonctionnement du VIP, limités par la ressource de l'alimentation électrique intégrée du VIP et le volume du périphérique de stockage du VIP.

6.2.2 Définition de la compatibilité

6.2.2.1 Afin d'éviter que le VTS ne s'arrête dans la cavité de la canalisation (blocage), ce qui peut entraîner un arrêt de l'écoulement et la nécessité d'effectuer des travaux pour retirer le VTS en violation de l'intégrité de la canalisation, ainsi que pour éviter la perte de données de diagnostic et les dommages au VTS, l'organisme d'exploitation et l'exécutant des diagnostics techniques effectuent une analyse de la possibilité d'un passage en toute sécurité du VIP à travers le pipeline. Il effectue les vérifications suivantes :

- le diamètre minimal admissible du passage du VIP a une valeur inférieure à la section minimale d'écoulement de la canalisation ;

— les paramètres VIP pour le passage des raccords de canalisation (y compris les tés sans grilles de protection) et les coudes de la canalisation (coudes) permettent son passage à travers la canalisation ;

- les distances minimales entre les raccords de canalisation et les coudes de la canalisation assurent le passage du VIP sans arrêt ;

- les paramètres des unités de démarrage et de réception du SOD, dont la canalisation est équipée, assurent la sécurité du mouflage, du démarrage, de la réception et de l'extraction du VIP ;

- le mode de fonctionnement de la canalisation utilisé lors du VTD (débit, pression sur toute la longueur de la canalisation) assure le déplacement du VTS à une vitesse dans la plage admissible (conformément aux caractéristiques techniques du VTS) ;

— la valeur de la température du produit pompé est dans la plage admissible (selon les caractéristiques techniques du VIP).

6.2.2.2 En cas d'écarts et d'incohérences identifiés à la suite du contrôle effectué conformément au 6.2.2.1 , l'organisme exploitant et l'exécutant des diagnostics techniques prennent les mesures suivantes :

— élimination des incohérences par l'organisme exploitant ;

- l'élaboration conjointe de mesures pour assurer le bon déroulement des VTD VIP avec les incohérences existantes ;

— la finalisation par l'exécutant d'un diagnostic technique des caractéristiques techniques du VIP afin de le mettre en conformité avec les paramètres de la canalisation ;

- remplacement du VIP.

6.3 La procédure de préparation de la canalisation pour le passage d'un dispositif d'inspection en ligne

6.3.1 Avant de démarrer le VTD, afin d'éviter d'endommager la conduite, ses éléments et l'équipement de diagnostic, l'organisme exploitant et l'exécutant du diagnostic technique doivent s'assurer que l'équipement de diagnostic sélectionné peut passer librement dans la conduite. Pour ce faire, l'organisme exploitant s'engage à informer l'exécutant du diagnostic technique de toute modification de la géométrie de la canalisation, ainsi que des conditions de fonctionnement (débit, pression interne, température du produit pompé et autres paramètres conformément au 6.2) . L'exécutant des diagnostics techniques doit confirmer la disponibilité du nombre de spécialistes qualifiés nécessaires pour effectuer les travaux.

6.3.2 Préparation de la canalisation pour le passage du VIP

6.3.2.1 La conduite doit être calibrée et nettoyée avant d'effectuer l'IPT.

6.3.2.2 L'étalonnage du pipeline est effectué en faisant passer à travers le pipeline un calibre de porc ou un autre dispositif en ligne permettant d'estimer la zone d'écoulement minimale du pipeline. La zone de débit minimale identifiée doit être enregistrée dans le document approprié, qui fait partie de la documentation de rapport pour les diagnostics techniques.

6.3.2.3 Pour le passage du SOD dans le pipeline, la valeur de la surface d'écoulement minimale autorisée du pipeline pour le SOD ne doit pas dépasser la surface d'écoulement minimale identifiée du pipeline.

6.3.2.4 Pour obtenir des informations de diagnostic de haute qualité, la cavité interne de la canalisation doit être nettoyée. Afin de nettoyer la cavité du pipeline devant le VTD, entre autres méthodes (nettoyage de la cavité du pipeline avec des réactifs, passage de pistons de gel), des systèmes d'exploitation en ligne sont utilisés.

6.3.2.5 Lors de la réalisation de passages Shelter à travers la canalisation, il est nécessaire de contrôler l'efficacité du nettoyage effectué, en évaluant après chaque passage la quantité de produits de nettoyage retirée de la chambre de réception Shelter, ainsi que la tendance à réduire le volume de produits d'entretien par rapport aux précédents passages Shelter.

6.3.2.6 Le résultat du nettoyage est considéré comme un ensemble d'informations sur le nombre de produits de nettoyage apportés par l'Abri (y compris les corps étrangers) et sur l'état technique de l'Abri (présence de dommages, degré d'usure des pièces de rechange) .

6.3.2.7 En l'absence d'une tendance positive au nettoyage des canalisations (réduction des produits de nettoyage de passage en passage), il est nécessaire de prendre des mesures pour ajuster le plan de passage OS (organigramme de nettoyage), et aussi (si nécessaire) pour remplacer les types d'OS utilisés.

6.3.2.8 Avant de passer le VTS, le contrôle de la qualité du nettoyage des pipelines doit être effectué en passant le plus efficace des OS appliqués avec l'exécution des résultats du contrôle dans le document approprié, qui doit être inclus dans la documentation de rapport pour l'assistance technique. Diagnostique.

6.3.2.9 Un résultat positif du contrôle de la qualité du nettoyage est considéré comme le résultat du nettoyage du pipeline par un OS de contrôle, dans lequel la quantité de produits de nettoyage retirés ne dépasse pas les normes (critères de nettoyage) établies par l'exécutant des diagnostics techniques.

6.3.2.10 Pendant et après l'achèvement du nettoyage, jusqu'à l'achèvement du complexe de travaux sur le VTD, en préparation pour lequel le nettoyage a été effectué, il est interdit :

— laver les sédiments de fond des réservoirs aux stations de pompage de la section technologique du pipeline, qui comprend la section diagnostiquée ;

— pour nettoyer et vider les threads de réserve et les boucles dans la section diagnostiquée du pipeline.

6.3.2.11 S'il existe un risque d'endommagement des éléments structurels du VTS dans la conduite en raison du manque d'informations sur les paramètres de la conduite qui affectent la perméabilité du VTS, ou pour d'autres raisons, l'exécuteur du diagnostic technique peut décider de la nécessité d'un passage supplémentaire du dispositif en ligne pour évaluer la possibilité de faire passer le VTS à travers la section du pipeline sans endommager ni dysfonctionnement du système de mesure.

6.3.2.12 En préparation de l'exécution des travaux sur le VTD au MN (MNPP), complétés par la construction, ainsi qu'après la reconstruction et la révision, les méthodes pour assurer le mouvement du DOD en conduite (passant avec de l'eau ou un autre fluide de processus , passage à l'air comprimé ou autre gaz inerte, tirage de câbles) dans les MN diagnostiquées (MNPP). Dans le même temps, il est nécessaire de prendre en compte les caractéristiques de passeport du SOD en termes de garantie de la température nécessaire à leur fonctionnement, de la vitesse de déplacement et de la perte de charge minimale pour le déplacement. Il est également nécessaire de prendre en compte l'effet de la température ambiante sur le fluide de travail (produit de pompage) utilisé pour assurer le déplacement de la SOD afin d'éviter que des phénomènes de cristallisation dans la canalisation ne soient diagnostiqués.

6.3.2.13 Avant de sauter l'équipement pour le diagnostic (avant de commencer les travaux de mouflage du VTS), l'organisme exploitant vérifie l'ouverture complète (100%) des vannes d'arrêt linéaires et signale l'état de préparation à l'exécutant du diagnostic technique.

6.3.3 Préparation de l'équipement de diagnostic pour VTD

6.3.3.1 Avant sa libération, le VIP subit des tests fonctionnels. Dans ce cas, les éléments suivants doivent être confirmés :

- opérabilité des moyens intégrés de VIP, assurant la sécurité contre les explosions pendant le travail ;

— opérabilité du système d'alimentation intégré VIP ;

— le bon fonctionnement des systèmes de mesure VIP, y compris le système d'odomètre ;

— L'opérabilité du système de collecte de données dans son ensemble, y compris la vérification du bon fonctionnement du système de stockage de données VIP ;

- initialisation correcte des systèmes VIP.

6.3.3.2 Avant le passage, une inspection externe du VIP doit être effectuée, qui comprend :

- inspection des éléments du VIP, en s'assurant de son mouvement et de son emplacement correct dans la canalisation (manchettes, disques, éléments de structure de support), pour l'absence de dommages et d'usure inacceptable (conformément à la documentation opérationnelle du VIP );

– inspection des éléments du système de compteur kilométrique VIP (roues du compteur kilométrique, système de suspension des roues, connexions des câbles) pour les dommages ;

- inspection des éléments des ensembles de mesure du VIP pour l'absence d'endommagement et d'usure inacceptable de leurs éléments (conformément à la documentation opérationnelle du VIP) ;

- inspection des connexions de câble non couvertes pour les dommages ;

- inspection générale du VIP pour les dommages mécaniques existants aux éléments structuraux.

6.3.3.3 Les résultats des tests fonctionnels, des contrôles et des inspections du VTS sont consignés dans les documents pertinents (actes, listes de contrôle) et inclus dans la documentation de rapport pour les diagnostics techniques.

6.3.4 Préparation de l'escorte VIP

6.3.4.1 Afin de relier les défauts identifiés par le VTD aux sections de la canalisation, des points de repère au sol sont installés sur toute la longueur de la canalisation. Chaque point de repère doit être rattaché à des repères permanents : supports de lignes électriques, éléments d'aménagement de canalisations, instrumentation, etc. Lors du passage du VIP, il est accompagné de points de repère.

6.3.4.2 Les points de repère doivent être situés au-dessus de l'axe de la canalisation.

6.3.4.3 La distance entre les bornes adjacentes ne devrait pas dépasser 2 km. S'il est nécessaire d'installer des points de repère dans des sections difficiles d'accès de la canalisation, des mesures organisationnelles doivent être prises pour assurer l'installation des points de repère et le soutien du VIP. De plus, lors de la préparation de la maintenance PTS, il convient de tenir compte du fait que la recherche de défauts basée sur les résultats de l'analyse à haute température sur des tuyaux sans soudure est compliquée par l'impossibilité d'identifier la section de tuyau souhaitée par l'emplacement des soudures longitudinales et en spirale. adjacent aux soudures transversales.

6.3.4.4 Il est obligatoire d'installer des points de repère aux croisements de pipelines à travers les rivières, les canaux, les réservoirs, les voies ferrées et les routes, dans les zones difficiles d'accès (marécages, zones montagneuses), dans les zones proches des installations industrielles et des agglomérations. L'installation supplémentaire de points de repère est recommandée aux limites des ravins et aux endroits où l'axe du pipeline tourne.

6.3.4.5 Les dispositifs de repérage doivent pouvoir enregistrer le passage du VIP. La profondeur d'occurrence des MN (MNPP) aux emplacements des points marqueurs doit permettre aux dispositifs de localisation d'assurer la réception (transmission) d'un signal du VIP. Lors du calcul de la profondeur maximale autorisée du pipeline à partir du point d'installation du dispositif de suivi (conformément aux caractéristiques techniques des dispositifs de suivi), il est nécessaire de prendre en compte l'épaisseur de la paroi du pipeline. Si la profondeur de la canalisation sur le site d'installation du point de repère dépasse le maximum autorisé selon les caractéristiques techniques du dispositif de suivi, la profondeur requise doit être assurée par excavation.

6.3.4.6 Avant de commencer les travaux de mouflage et de mise en route du VIP, l'organisme exploitant vérifie la présence de balises sur tout le parcours de la canalisation diagnostiquée.

6.4 Procédure de passage d'un dispositif d'inspection en ligne

6.4.1 Général

6.4.1.1 Des mesures prévoyant des opérations technologiques de mouflage, de lancement, de passage, de réception et d'extraction de SOD doivent être élaborées et approuvées au préalable par l'organisme exploitant.

6.4.1.2 Le passage de LDS dans la conduite est interdit si la conduite présente des défauts dans la géométrie de la conduite, des coudes avec des paramètres qui ne répondent pas aux caractéristiques techniques de la LDS et la présence d'autres éléments de conduite qui empêchent le passage de le LDS.

6.4.1.3 Avant le début du mouflage, le VIP doit :

- vérifier l'état de fonctionnement et l'opérabilité de tous les composants et dispositifs du point de contrôle SOD, l'émetteur installé dans le VIP, les instruments et équipements destinés à contrôler le passage du VIP et à installer des points de repère ;

- libérer le point de contrôle SOD du produit pompé ;

- vérifier la position des vannes d'arrêt (de contrôle) de l'unité de démarrage SOD et du dispositif de signalisation ;

- vérifier la disponibilité de la communication avec le répartiteur de l'organisme exploitant.

6.4.1.4 La programmation de l'ordinateur de bord du VIP doit être effectuée en dehors de la zone explosive et avec des points de contrôle SOD fermés.

6.4.1.5 L'unité de réception SOD dans la zone diagnostiquée doit être configurée pour recevoir avant que le SOD ne soit chargé dans la chambre de lancement.

6.4.2 Réserver et démarrer l'outil d'inspection en ligne

6.4.2.1 Le stockage est effectué conformément aux exigences de la documentation opérationnelle du VIP.

6.4.2.2 Le remplissage du point de contrôle SOD avec le produit de pompage du MN (MNPP) avant la mise en service de l'Abri et du VPS est réalisé par le système de canalisations auxiliaires de drainage.

6.4.2.3 L'équilibrage de pression entre le MN (MNPP) (prélèvement de pression dans le puits d'instrumentation) et la chambre de lancement (manomètre) s'effectue à travers des vannes d'arrêt (de contrôle) de petit diamètre.

6.4.2.4 Lors de la programmation du VPS pour qu'il s'allume à une pression ambiante excessive (afin de garantir les exigences de sécurité contre les explosions), la pression dans la chambre de lancement du SOD doit être supérieure à la valeur requise pour allumer le VPS avant qu'il a démarré.

6.4.2.5 Lors du remplissage de la chambre de lancement de la SOD avec le produit pompé, les éléments suivants sont inacceptables :

- l'endommagement par l'écoulement du produit pompé des éléments structuraux du VIP situés à proximité des piquages d'alimentation en produit pompé ;

- l'apparition du mouvement du VIP lors du remplissage de la chambre de démarrage du SOD avec le produit pompé ;

- évacuation incomplète de l'air de la chambre de lancement SOD ;

- l'apparition d'une perte de charge entre les parties expansées et nominales de la chambre de lancement SOD.

6.4.3 Laissez-passer VIP et accompagnateur

6.4.3.1 Pour contrôler le mouvement du VIP, des émetteurs (émetteurs-récepteurs) et d'autres dispositifs d'émission installés sur le VIP et le système d'exploitation, ainsi que des dispositifs de suivi autonomes externes sont utilisés. Lorsqu'un VIP équipé d'un dispositif de rayonnement (émetteur, émetteur-récepteur) s'approche d'un dispositif de repérage externe, le fait et/ou l'heure de passage du point repère VIP est enregistré.

6.4.3.2 L'enregistrement du fait et/ou de l'heure de passage du point repère VIP est nécessaire pour relier les informations de diagnostic sur la distance à des points précis du tracé de la canalisation et, en cas d'arrêt du SOD dans la canalisation, pour détection rapide du point d'arrêt.

6.4.3.3 Des systèmes de télémétrie standard installés sur les pipelines et des méthodes de contrôle acoustique sont utilisés pour contrôler le mouvement du PDS. De plus, il est permis d'utiliser la méthode organoleptique (audition humaine) pour enregistrer le bruit caractéristique du mouvement SOD.

6.4.3.4 Pour contrôler le mouvement et trouver l'emplacement des racleurs magnétiques et des détecteurs de défauts magnétiques dans le pipeline, des dispositifs qui enregistrent les changements dans le champ magnétique peuvent être utilisés.

6.4.3.5 L'ordre de travail avec les dispositifs de repérage est déterminé dans les documents opérationnels de ces dispositifs.

6.4.3.6 Le passage du VIP dans la canalisation est contrôlé aux bornes repères de l'équipe d'accompagnement conformément au planning de passage du VIP dans la canalisation, qui est établi avant le début des travaux de mouflage de la VIP, indiquant les emplacements des points de repère. Le nombre d'équipes d'escorte est déterminé en fonction de la longueur de la section, de la vitesse prévue du déplacement des VIP le long du pipeline et des conditions d'approche des points de repère.

6.4.3.7 Les nœuds de passage SOD doivent être configurés pour permettre au SOD de passer avant qu'il ne s'approche.

6.4.3.8 Parallèle M.N. (MNPP) (boucles) et les conduites de raccordement (ponts) entre elles sont déconnectées de la conduite diagnostiquée pendant une durée qui assure le passage en toute sécurité du SOD, et mises en service après le passage du SOD.

6.4.3.9 Le passage du SOD à travers des tés avec des flux entrants et sortants actifs du produit pompé peut entraîner des dommages, un arrêt ou un blocage du SOD.

6.4.3.10 Lors du passage du SOD le long du MN (MNPP) et de son passage par les nœuds de lancement, passage, réception du SOD, quels que soient les schémas technologiques de ces nœuds, il n'est pas autorisé :

- Impacts SOD sur les éléments de vannes ;

- le mouvement de SOD avec des vitesses inférieures ou supérieures à la plage de fonctionnement selon le passeport ;

- déplacement en sens inverse, s'il n'est pas prévu par la conception du SOD.

6.4.4 Réception et récupération de VIP

6.4.4.1 Lors de la réception de SOD aux unités de réception SOD, avant de fermer la vanne sécante (grue), il faut s'assurer que la SOD est dans la chambre de réception et n'empêche pas la fermeture de cette vanne d'arrêt.

6.4.4.2 La réception et l'extraction du SOD doivent être réalisées en présence des représentants de l'organisme exploitant et de l'exécutant du diagnostic technique.

6.4.4.3 Les opérations d'extraction doivent être effectuées conformément à la documentation opérationnelle du DOD.

6.5 Évaluation du saut d'outil d'inspection en ligne

6.5.1 Après avoir retiré le VIP de la chambre de réception, son inspection visuelle doit être effectuée, effectuée de la même manière que l'inspection externe du VIP avant le passage, comme spécifié en 6.3.3.2 , et les résultats de l'inspection doivent être reflétés dans les documents pertinents, qui indiquent :

- date et heure d'acceptation, d'extraction et d'inspection du VIP ;

- la quantité (volume), la composition (sable, argile, asphalte, dépôts de résine et de paraffine, tartre, etc.) des impuretés, le nombre de corps étrangers avec leur description et la localisation des impuretés et des corps étrangers par rapport aux éléments structuraux de le VIP ;

— tous les dommages mécaniques du VTS avec une description détaillée de leurs paramètres, emplacement sur le détecteur de défauts, orientation dans le sens circonférentiel (en degrés ou dans le sens des aiguilles d'une montre) ;

— l'état de l'ensemble de mesurage (capteurs recouverts d'impuretés, signes indiquant un dysfonctionnement de l'ensemble de mesurage, déviations des transducteurs de l'ensemble de mesurage par rapport à la position normale, dommages aux éléments structurels de l'ensemble de mesurage, y compris les connexions de câbles).

6.5.2 Après inspection du VTS, l'exécutant du diagnostic technique effectue des tests fonctionnels et évalue la qualité des données de diagnostic, à la suite de quoi il vérifie :

— le bon fonctionnement des systèmes de mesure VIP, y compris le système d'odomètre dans tout le VTD ;

— le bon fonctionnement du système de collecte de données VTS pendant le VTD ;

— conformité de la quantité d'informations collectées avec la longueur réelle du tronçon de canalisation (déclarée dans les TDR du VTD) ;

- conformité des valeurs des données statistiques sur la vitesse enregistrée du VP, la pression et la température du produit pompé avec les valeurs admissibles conformément à la documentation opérationnelle du VP ;

— l'exactitude de l'affichage des éléments caractéristiques et des sections du pipeline (unités de lancement, réception du SOD, raccords de pipeline), pour lesquels il existe des informations fiables, lors de la visualisation des informations de diagnostic du VIP.

6.5.3 Les résultats des tests et contrôles fonctionnels effectués sont documentés dans les actes pertinents (listes de contrôle) et inclus dans la documentation de rapport pour les diagnostics techniques.

6.6 Vérification des résultats des diagnostics en ligne

6.6.1 Interprétation des données TTI

6.6.1.1 L'interprétation des données VTS est effectuée afin de convertir les informations reçues par VTS en informations sur les types de défauts détectés (éléments de canalisation) et leurs paramètres.

6.6.1.2 Lors de l'interprétation des données du VIE conformément aux règles et méthodes de l'exécutant des diagnostics techniques, ils assurent l'identification des défauts avec les paramètres spécifiés.

6.6.1.3 Les règles et méthodes d'interprétation des données du PTS sont basées sur la systématisation des principes de fonctionnement du PTS, les caractéristiques des méthodes CND mises en œuvre dans le PTS et leurs limites, l'expérience d'utilisation des types de PTS correspondants et l'analyse des données obtenues.

6.6.1.4 Le résultat de l'interprétation des données est une liste des défauts identifiés, des caractéristiques et des éléments du pipeline avec des paramètres, y compris les dimensions, l'emplacement sur le pipeline (distance, position angulaire).

6.6.2 Analyse des données

6.6.2.1 Au cours de l'analyse, les données PSI interprétées sont comparées aux résultats des inspections précédentes du pipeline et aux données de documentation du pipeline inspecté fournies par l'organisme exploitant.

6.6.2.2 Lors de la vérification des données, les divergences dans l'emplacement, les paramètres des défauts et les caractéristiques du pipeline identifiés lors de l'enquête en cours, avec les données des inspections précédentes et la documentation du pipeline ne doivent pas dépasser les limites des erreurs tolérées et des probabilités de détection .

6.6.2.3 Si, au cours de l'analyse, les données PTS ne sont pas confirmées par les résultats des inspections précédentes du pipeline et les données de la documentation du pipeline inspecté, ou si les valeurs de divergence dans l'emplacement et les paramètres des défauts vont au-delà les limites des erreurs tolérées et les probabilités de détection, il est nécessaire de mener des études complémentaires afin d'établir les causes des écarts. Si les raisons des écarts ne sont pas établies, un DDC est nécessaire.

6.6.2.4 Les données TSS, confirmées par les résultats du DCT, sont considérées comme vérifiées si les écarts dans l'emplacement, les paramètres des défauts et les caractéristiques du pipeline selon les données confirmées et les données DCT ne dépassent pas les limites des erreurs tolérées et probabilités de détection.

6.6.2.5 Si les données du PTS n'ont pas été vérifiées pour des raisons non liées au manque de documentation de la canalisation et à la possibilité de réaliser des DDC au niveau de l'organisme exploitant, l'intervenant en diagnostic technique analyse et établit les raisons des écarts entre le PTS et Données CDD. Après avoir établi les raisons, l'organisme exploitant décide d'accepter ces SSI.

7 Diagnostic externe

7.1 Diagnostics externes par méthodes de contrôle non destructif

7.1.1 Contrôle des émissions acoustiques

7.1.1.1 L'objectif principal de l'exécution de l'AEC est de détecter, de déterminer les coordonnées et de surveiller les sources d'émission acoustique causées par des discontinuités sur la surface ou dans le volume de la paroi du pipeline, des joints soudés et des éléments structurels.

7.1.1.2 L'AEC est effectuée conformément à GOST 20415 . Les enquêtes AEC sont soumises à des sections de pipelines sur lesquelles, en raison de leurs paramètres de conception, le VTD n'est pas effectué, et des sections avec un manque d'informations de diagnostic basées sur les résultats de VTD.

7.1.2 Contrôle visuel

7.1.2.1 Le VIC est effectué afin d'identifier les éléments de raccordement non standard, les défauts visibles inacceptables ou les signes indirects de défauts et de défaillances (fuites, odeur, «transpiration» du matériau - gouttelettes de liquide dépassant de la surface extérieure des canalisations) .

7.1.2.2 Le TCI est effectué conformément au RD 03-606-03 [1] et est effectué sur toutes les canalisations à la fois indépendamment et en complément d'autres méthodes de CND.

7.1.2.3 Le TMC comprend l'inspection de la surface de la canalisation à une distance maximale de 0,6 m et à un angle d'au moins 30°.

7.1.2.4 Des miroirs et des loupes peuvent être utilisés pour le FQ. Exigences pour l'éclairage de l'objet de contrôle - selon GOST 23479 .

7.1.3 Contrôle par ultrasons et mesure d'épaisseur par ultrasons

7.1.3.1 Des tests par ultrasons sont effectués pour contrôler les soudures circonférentielles (de montage), les soudures des transitions à bêche et les coudes et tés de segment non fabriqués en usine, ainsi que pour contrôler l'épaisseur de la paroi du tuyau. L'échographie et l'UT sont effectués conformément à GOST 14782 , ainsi qu'avec des méthodes de détection de défauts par ultrasons développées pour un type spécifique d'équipement de détection de défauts utilisé.

7.1.3.2 Lors de l'examen des soudures circulaires, les soudures longitudinales et en spirale adjacentes doivent être vérifiées sur une distance d'au moins 250 mm.

7.1.4 Essais par magnétoscopie et essais capillaires

7.1.4.1 MK est effectué conformément à GOST 21105 . Dans le même temps, en raison de la détection de champs magnétiques parasites qui se produisent à proximité des défauts après magnétisation de l'objet à tester, des défauts de surface et de sous-surface du métal (fissures, couchers de soleil, inclusions, délaminations) sont détectés.

7.1.4.2 Le contrôle capillaire est effectué conformément à GOST 18442 . Dans le même temps, en raison de la pénétration de liquides indicateurs dans les cavités de surface et à travers les discontinuités du métal de l'objet à tester et l'enregistrement des traces indicatrices résultantes, les discontinuités de surface (fissures, couchers de soleil, délaminages) sont visuellement détectées.

S'il n'est pas possible d'assurer la propreté de surface du produit contrôlé requis conformément à GOST 18442 , le contrôle capillaire doit être remplacé par MK.

7.2 Détection de défauts supplémentaires

7.2.1 L'ouverture et le DDT des pipelines sont effectués afin de confirmer et de clarifier le type et les paramètres des défauts détectés par les résultats des VTD, AEC et ED.

7.2.2 Pour une évaluation objective des résultats et de la zone de contrôle, le spécialiste effectuant le DDT doit être informé de tous les défauts localisés sur la section examinée.

7.2.3 Séquence d'exécution du DDC :

- travail préparatoire;

– VIK, dont les missions sont d'identifier les défauts de surface dans la zone de contrôle (risques, éraflures, fissures de tous types, corrosion), y compris ceux non détectés lors du VTD, ainsi que de mesurer les paramètres des défauts détectés ;

- détection des défauts, y compris internes, et mesure (affinement) de leurs paramètres par d'autres méthodes CND (ultrasons, UT, MC, test capillaire).

7.3 Détermination de la position verticale et de la profondeur de la canalisation

7.3.1 La détermination de la position d'altitude et de la profondeur prévues du pipeline est effectuée afin d'identifier les écarts de profondeur du pipeline par rapport aux valeurs de conception et de mesurer les déplacements horizontaux du pipeline pendant l'exploitation.

7.3.2 La détermination de la position d'altitude et de la profondeur prévues du pipeline est effectuée conformément aux exigences du SP 11-104-97 [2].

8 Diagnostic électrométrique

8.1 Préparation au diagnostic électrométrique

ED est utilisé sur les canalisations souterraines. Pour réaliser l'ED du pipeline, il faut déterminer la catégorie de risque de corrosion, qui est établie sur la base de la documentation de conception, de la documentation opérationnelle, ainsi que des résultats des diagnostics techniques précédents du pipeline. La catégorie des sites présentant un risque de corrosion est déterminée selon GOST R 51164.

8.2 Portée et composition des travaux sur le diagnostic électrométrique

8.2.1 La portée et la portée des travaux sur l'ED de la section de pipeline sont déterminées dans les TdR et peuvent inclure :

- étude et analyse des données statistiques sur l'état de corrosion de la section examinée du pipeline ;

— enquête pour évaluer l'état de corrosion de la conduite ;

— enquête pour évaluer l'état de l'isolation de la conduite ;

- vérification de l'état de fonctionnement des joints isolants ;

- détermination de l'état technique des installations ECP (UKZ, UDZ, UGZ) et de leurs moyens de contrôle ;

- détermination de l'influence des lignes aériennes 110 kV et plus aux endroits de leur intersection et convergence avec MN (MNPP) et des câbles 10 kV à leur intersection avec MN (MNPP) ;

- détermination de l'impact sur l'ECP des équipements de mise à la terre de protection MN (MNPP) ;

— détermination de l'efficacité de l'ECP ;

- détermination de l'agressivité corrosive du sol ;

- évaluation de l'influence des courants vagabonds provenant de sources de courants continus et alternatifs sur MN (MNPP) conformément aux exigences de GOST 9.602 ;

- détermination des éventuels effets néfastes de l'ECP sur les ouvrages voisins et adjacents.

8.2.2 Si, sur la base des résultats des mesures électrométriques sur le LCH MN (MNPP), une diminution de la résistance d'isolement est constatée en dessous des valeurs établies dans GOST R 51164 pour le type d'isolation utilisé sur la canalisation, les emplacements des dommages au revêtement protecteur avec un détecteur de dommages à l'isolation sont déterminés et le DDC de la paroi du tuyau est effectué.

8.2.3 En outre, les données ED peuvent être confirmées par les résultats du VTD.

9 Enregistrement des résultats des diagnostics techniques

9.1 Exigences relatives au contenu

9.1.1 L'organisme exploitant fixe les exigences relatives au contenu de la documentation de compte rendu des diagnostics techniques dans les termes de référence pour la réalisation des travaux de diagnostic technique.

9.1.2 La documentation de rapport pour les diagnostics techniques doit contenir :

— caractéristiques techniques des équipements de diagnostic ;

- paramètres du pipeline étudié ;

– autorisations de l'exécutant des diagnostics techniques, confirmant le droit d'effectuer des travaux;

— documents (actes, listes de contrôle) établis dans le cadre de la réalisation des travaux de diagnostic, y compris les résultats de la préparation de la canalisation et des équipements de diagnostic ;

— des informations sur l'emplacement des points marqueurs ;

 listes d'éléments structuraux de la canalisation ;

- listes des défauts identifiés et des caractéristiques du pipeline ;

— les résultats de la vérification des données ;

— les résultats de l'analyse des données obtenues ;

— les résultats des calculs de résistance et de durabilité ;

— informations sur les défaillances des équipements de diagnostic, les violations de la technologie de préparation et d'exécution des travaux de diagnostic, ainsi que tout écart dans la procédure d'exécution des travaux de diagnostic par rapport au document réglementaire établi de l'exécutant des diagnostics techniques et / ou de l'organisme exploitant .

9.2 Exigences de conception

9.2.1 Sur la base des résultats des diagnostics techniques, une documentation de reporting est établie conformément aux exigences des TdR (contrat de diagnostic technique).

9.2.2 La documentation de rapport pour les diagnostics techniques est incluse dans la documentation telle que construite pour la section de pipeline achevée.

9.2.3 Le stockage de la documentation de rapport est effectué en tenant compte des exigences de GOST 2.501 :

- toutes les pièces justificatives acceptées pour le stockage sont enregistrées dans le livre d'inventaire ;

- chaque rapport doit se voir attribuer un numéro d'inventaire individuel.

9.2.4 La documentation de rapport basée sur les résultats des diagnostics techniques est stockée :

- sur papier - une copie de l'organisme exploitant le pipeline et de l'exécutant des diagnostics techniques ;

- sous forme électronique (CD-ROM, statut "pour lecture") - une copie de l'organisme exploitant le pipeline et de l'exécutant du diagnostic technique.

9.2.5 Durée de conservation de la documentation de reporting basée sur les résultats des diagnostics techniques de MN (MNPP) :

- sur papier - jusqu'à ce que les résultats des prochains diagnostics techniques (réguliers ou extraordinaires) de ce pipeline soient transférés pour stockage, mais pas moins de 12 ans ;

— sous forme électronique (CD-ROM, état lisible) — jusqu'au démantèlement de l'installation.

9.2.6 La destruction de la documentation de déclaration faite sur papier est effectuée sur la base d'une commande pour l'organisation dans laquelle la documentation de déclaration est stockée.

9.2.7 Les principaux résultats du diagnostic technique du MN (MNPP) sont conservés sous forme électronique par l'exécutant du diagnostic technique jusqu'au démantèlement de l'installation.

Bibliographie