Общество с ограниченной ответственностью

"Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"

Общество с ограниченной ответственностью

"Информационно-рекламный центр газовой промышленности"

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО "ГАЗПРОМ"

ПОРЯДОК ПРОДЛЕНИЯ СРОКА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ОАО "ГАЗПРОМ"

СТО Газпром 2-3.5-045-2006

Содержание

РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно- исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ" с участием специалистов организаций и дочерних обществ ОАО "Газпром"

ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром"

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО "Газпром" от 26 декабря 2005 г. № 406

ВЗАМЕН ВРД 39-1.10-043-2001

Введение

Настоящий стандарт разработан в развитие Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" [1] с учетом требований Положения "О порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах", утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 9 июля 2002 г. № 43 (РД 03-484-02) [2] и опыта научно-практических работ на действующих магистральных газопроводах, проведенных ООО "ВНИИГАЗ", ООО "Газнадзор", специализированной лабораторией "Трубнадзор", ООО "ФФПК МЕЛАКС" и другими специализированными организациями в 2002-2005 гг. при апробации "Положения о порядке продления ресурса магистральных газопроводов ОАО "Газпром" (ВРД 39-1.10-043-2001) [3].

Разработка настоящего стандарта продиктована необходимостью установления общих требований к порядку продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности на основе имеющихся в ОАО "Газпром" нормативных документов, расчетно-экспериментальных и диагностических исследований в области надежности и ресурса магистральных газопроводов.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО "Газпром". Действие настоящего стандарта распространяется на линейную часть магистральных газопроводов, отработавших амортизационный срок.

Настоящий стандарт может быть использован при оценке технического состояния и работоспособности действующих магистральных газопроводов в пределах амортизационного срока, а также срока, установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации.

Требования и положения настоящего стандарта обязательны для всех организаций ОАО "Газпром", эксплуатирующих и обслуживающих магистральные газопроводы, а также организаций, занимающихся обследованием и контролем технического состояния газовых объектов.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия, термины и определения

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

СТО Газпром 1.0-2005 Система стандартизации ОАО "Газпром". Основные положения

СТО Газпром 1.1-2005 Порядок разработки, утверждения учета, изменения и отмены

СТО РД Газпром 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов

СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО "Газпром"

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующему указателю, составленному 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 определения

В настоящем стандарте применены термины в соответствии с ГОСТ 27.002, нормативными документами [3-6], а также следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

3.1 линейная часть магистрального газопровода (далее - газопровод): Часть магистрального газопровода (от места выхода с промысла, подготовленного к дальнему транспорту газа) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, газораспределительными станциями, узлами подключения компрессорных станций, узлами замера расхода газа, пунктами редуцирования газа, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола.

3.2 срок службы (ресурс) газопровода: Календарный срок эксплуатации (наработка) газопровода до перехода в предельное состояние.

Примечание - Следует различать предельные состояния локальных участков, конструктивных элементов газопровода и протяженной трубопроводной трассы (между компрессорными станциями, между крановыми узлами и т.п.).

3.3 продленный срок службы (ресурс) газопровода: Срок до прогнозируемого наступления предельного состояния (остаточный ресурс) или определенный период в пределах остаточного ресурса (в случае поэтапного продления срока эксплуатации) для конкретного участка газопровода минимальной протяженности с ограниченной возможностью его отключения, переключения или лупингования (независимо от сроков службы прилегающих участков), принятый на основании комплекса организационных и инженерно-технических мероприятий, оценочных критериев прочности, надежности и остаточного ресурса.

Примечание - При назначении продленного срока службы газопровода могут быть реализованы отдельные мероприятия по частичному восстановлению работоспособности локальных дефектных участков путем их ремонта и замены без существенных капитальных затрат.

3.4 предельное состояние газопровода: Состояние, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния недопустимо или нецелесообразно.

Примечание - Понятие и классификация предельных состояний газопровода установлены в соответствии с РД 51-4.2-003-97 [5].

3.5 остаточный срок службы (ресурс) газопровода: Календарная продолжительность эксплуатации (наработка) газопровода от момента истечения амортизационного срока службы (назначенного ресурса) до перехода в предельное состояние.

Примечание - В случаях, когда не требуются дополнительные капитальные затраты на частичное восстановление газопровода и обеспечивается надежность на продленный срок 5 и более лет, продленный срок службы может совпадать с остаточным ресурсом газопровода.

4 Общие требования, отражающие порядок продления срока безопасной эксплуатации газопроводов

4.1 Порядок обследования и анализа технического состояния газопровода для принятия решения по продлению срока безопасной эксплуатации газопроводов ОАО "Газпром" предусматривает комплекс организационных и инженерно-технических мероприятий по следующим основным направлениям:

экспертная оценка газопровода, изучение его паспорта и реальных условий его эксплуатации;

приборное и инструментальное обследование и диагностика газопровода, оценка его фактического положения и технического состояния;

изучение и анализ результатов диагностических обследований;

расчетно-экспериментальная оценка прочности и надежности газопровода;

определение остаточного ресурса газопровода с принятием решений о дальнейшей эксплуатации, необходимости и объемах дополнительных работ, продлении срока службы.

4.2 Обследование, диагностику и анализ технического состояния газопроводов, отработавших амортизационный срок службы, проводят в рамках экспертизы промышленной безопасности специализированные (экспертные) организации, имеющие соответствующие лицензии Ростехнадзора в соответствии с ПБ 03-246-98 [7].

4.3 Экспертизу промышленной безопасности проводят в рамках договора между организацией, эксплуатирующей газопровод или его определенный участок (далее - организация-заказчик), и экспертной организацией.

4.4 Организация-заказчик:

обеспечивает допуск представителей экспертной организации на свои объекты;

предоставляет запрашиваемую представителями экспертной организации техническую, технологическую документацию и другие материалы;

по мере необходимости выделяет для экспертной организации места хранения материалов и оборудования;

оформляет и выдает персоналу экспертной организации все необходимые разрешения и допуски для выполнения работ и передвижения на своей территории.

4.5 Продленный срок безопасной эксплуатации газопровода устанавливают в качестве дополнительного нормативного срока, по окончании которого должно проводиться очередное комплексное обследование и оценка его технического состояния (повторная или очередная экспертиза промышленной безопасности).

4.6 Экспертиза промышленной безопасности по продлению срока безопасной эксплуатации обследуемых участков газопроводов может быть совмещена со следующими плановыми или аварийно-восстановительными работами:

электрометрические и геолого-геодезические обследования;

внутритрубная техническая диагностика;

ремонт изоляционных покрытий;

переизоляция газопровода;

переукладка локальных участков;

переиспытания;

плановый ремонт и выбраковка труб;

капитальный ремонт и реконструкция газопровода.

4.7 Объемы и периодичность работ по контролю технического состояния газопровода с продленным сроком при эксплуатации могут корректироваться инженерно-техническими службами эксплуатирующей организации, исходя из реальных условий работы и фактического состояния газопровода.

4.8 По истечении продленного срока расчетный ресурс работы газопровода может продлеваться повторно при условии, что комплексное техническое обследование данного газопровода должно проводиться не реже одного раза в 5 лет.

5 Организационные и инженерно-технические мероприятия по продлению срока безопасной эксплуатации газопроводов

Структурная схема, отражающая состав и очередность мероприятий по продлению срока безопасной эксплуатации газопровода, приведена в приложении А.

5.1 Экспертная оценка газопровода, изучение его паспорта и реальных условий эксплуатации

5.1.1 Для диагностики и экспертной оценки газопровода проводится анализ следующей проектной и исполнительной документации:

наименование газопровода и его технологические характеристики;

категория и характеристика локальных участков газопровода (крановые узлы подключения, переходы через водные преграды, вантовые переходы, воздушные балочные переходы, межпромысловые коллекторы, участки газопроводов, проложенных по обводненным и заболоченным территориям, в слабонесущих, пучинистых и мерзлых грунтах и т.п.);

диаметр и толщина стенок труб, характеристики соединительных деталей и запорной арматуры;

сертификаты на трубы и другие элементы;

раскладка труб по газопроводу;

технология сварки и использованные сварочные материалы;

привязка газопровода к местности;

расположение газопровода относительно других коммуникаций (газонефтепроводы и продуктопроводы, электросети, железные и автомобильные дороги и т.п.);

план и профиль газопровода, проектные решения и фактическое исполнение газопровода на крутоизогнутых участках.

5.1.2 На основании имеющихся данных визуальных и приборных обследований за прошедший до проведения экспертизы период эксплуатации газопровода оцениваются:

характеристики и агрессивность грунтов, уровень стояния грунтовых вод; пересечение газопровода водотоками;

защищенность газопровода средствами электрохимической защиты (ЭХЗ);

рабочие параметры и режим эксплуатации за истекший срок службы;

информация о ремонтных работах на газопроводе;

паспортные данные по газопроводу;

информация о причинах и характере отказов на газопроводе;

результаты предыдущих обследований.

5.1.3 На основании анализа и обобщения информационных данных по газопроводу предварительно оценивается его техническое состояние с целью определения потенциально опасных участков с возможной деградацией металла труб и дефектами различного характера (питтинговая и общая коррозия, трещиноподобные дефекты различной ориентации, утонение и др.).

5.2 Определение потенциально опасных участков газопровода для проведения приборного и инструментального обследования

5.2.1 Потенциально опасными участками считают:

участки с опасными дефектами (трещины, коррозионные дефекты, механические повреждения и т.п.);

участки газопровода в непроектном положении;

участки газопроводов, проложенных в грунтах с оползневыми и карстовыми проявлениями, а также в слабонесущих и пучинистых грунтах;

переходы через автомобильные и железные дороги;

воздушные переходы через балки, овраги, речки и болота;

участки газопровода с повышенной коррозионной активностью грунтов;

линейные краны и их обвязки;

врезки в магистральный газопровод.

5.2.2 Результаты предварительной экспертной оценки газопровода и анализа реальных условий его эксплуатации используют для планирования характера и объема последующего приборного обследования, а также для проведения расчетно-экспериментальных исследований, оценки риска возникновения аварий и нештатных ситуаций, предварительного определения остаточного ресурса газопровода.

5.2.3 Приборное и инструментальное обследование газопровода проводят для уточнения предварительных оценок и получения фактических данных по техническому состоянию газопровода на потенциально опасных участках.

5.2.4 Приборное и инструментальное обследование газопровода на потенциально опасных участках осуществляют в следующем порядке:

уточнение ситуационной схемы газопровода;

геодезическая съемка фактического положения газопровода (в плане и профиле);

оценка напряженно-деформированного состояния (НДС) и устойчивости газопровода по нормативным документам [4, 6, 8, 10, 11, 15];

оценка состояния тройниковых соединений;

определение несплошностей в металле труб (непровары, поры, расслоения и т.п.).

интегральная и локальная оценка степени защищенности газопровода средствами ЭХЗ и качества изоляционных покрытий согласно ВРД 39-1.10-026-2001 [12];

оценка степени защищенности газопровода средствами ЭХЗ на основании данных электрометрической диагностики, проводимой в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-088.

5.2.5 На основании мероприятий, проведенных в соответствии с 5.2.1 - 5.2.4, и данных внутритрубной дефектоскопии, выполненной согласно ВРД 39-1.10-001-99 [13], производят шурфовку (вскрытие подземных газопроводов) в локальных зонах на прогнозируемых потенциально опасных участках с целью более детального визуального и приборного обследования по следующим параметрам:

- качество изоляционного покрытия;

- максимальная концентрация напряжений в металле труб с использованием магнитных и других методов;

- качество сварных стыков и наличие в них недопустимых дефектов;

наличие и степень коррозии металла труб;

остаточная толщина стенки труб;

наличие и характер трещиноподобных дефектов;

наличие дефектов типа овализации, вмятин и гофр.

5.2.6 По результатам всех визуальных и приборных обследований и измерений на указанных в 5.2.5 потенциально опасных участках представители экспертной организации и организации-заказчика составляют акт и вносят соответствующие записи в паспорт газопровода.

5.2.7 По результатам приборного обследования конкретного участка газопровода специалисты экспертной организации проводят анализ и ранжирование дефектов по степени их опасности и влияния на снижение несущей способности и ресурса газопровода в соответствии с ВРД 39-1.10-001-99 [13].

Примечание - Форму ведомостей измерений определяют произвольно в зависимости от объема параметров, необходимых для диагностических и расчетно-экспериментальных работ.

5.3 Общая оценка технического состояния газопровода

5.3.1 На основании критериев и требований нормативных документов [4-6, 9-15] проводится общая оценка текущего технического состояния газопровода и прогнозная расчетная оценка остаточного ресурса.

5.3.2 При невозможности получения данных, позволяющих оценить техническое состояние газопровода, а также в целях подтверждения или корректировки данных измерений и расчетных критериальных оценок принимается решение о проведении экспериментальных исследований металла труб и выборочного контроля сварных соединений.

Примечание - Перечень лабораторных испытаний по определению механических характеристик конструкционных материалов и сварных соединений приведен в [6].

5.3.3 С учетом результатов приборного обследования, исследований механических характеристик металла и натурных испытаний труб производится окончательная оценка остаточного ресурса газопровода.

5.3.4 Продолжительность эксплуатации в пределах остаточного ресурса задают как норматив - продленный срок безопасной эксплуатации газопровода, отработавшего установленный амортизационный срок службы.

5.3.5 Минимальный продленный срок безопасной эксплуатации газопровода должен быть не менее 5 лет.

5.3.6 В случае невозможности продления указанного срока на 5 и более лет организация-заказчик, которой принадлежит участок газопровода (или система газопроводов), разрабатывает технико-экономическое обоснование капитального ремонта, реконструкции или полной замены газопровода с привлечением экспертной организации, ремонтного предприятия и проектного института.

5.4 Особенности работ по продлению срока безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением

5.4.1 Продление срока безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением (далее - КРН), проводят в соответствии с требованиями разделов 4, 5 и положениями нормативных документов [16-21].

5.4.2 Срок безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных КРН, продлевают на тех межкрановых участках газопроводов¹⁾, в пределах которых выполняется одно из следующих условий:

- произошло разрушение ²⁾, установленной или предполагаемой причиной которого является КРН;

Примечание - Причину разрушения в данном случае устанавливает специально созданная комиссия по расследованию.

_________________

¹⁾ Межкрановым участком газопровода считают участок, с которого может быть стравлен газ без снижения давления в соседних участках.

²⁾ В данном случае разрушением считают аварийное разрушение газопровода, разрыв при переиспытании или утечку газа.

- при визуальном осмотре разрушившихся в результате аварии или переиспытания фрагментов труб обнаружены стресс - коррозионные трещины (независимо от предполагаемой или установленной причины разрушения);

- произошло разрушение, причина которого не установлена;

- произошло два и более разрушений (независимо от предполагаемой или установленной причины разрушения);

- в результате обследований газопровода обнаружены стресс - коррозионные трещины.

5.4.3 При проведении мероприятий по продлению срока безопасной эксплуатации участков газопроводов, подверженных КРН, обязательно предусматривают обследование этих участков одним из следующих способов:

внутритрубным снарядом-дефектоскопом, выявляющим стресс - коррозионные трещины, с последующим обследованием обнаруженных дефектных труб в шурфах с использованием приборов, выявляющих стресс - коррозионные трещины;

в протяженных шурфах в соответствии с положениями и требованиями ВРД 39-1.10-023-2001 [20];

при переизоляции участков газопроводов с использованием приборов, выявляющих стресс - коррозионные трещины.

5.4.4 Продление срока безопасной эксплуатации участков газопроводов, подверженных КРН, может быть проведено по результатам ранее сделанных обследований, удовлетворяющих требованиям 5.4.2.

5.4.5 Все трубы со стресс - коррозионными дефектами, обнаруженные при обследовании, заменяют или ремонтируют в соответствии с ВСН 39-1.10-009-2002 [16] и Р 51-31323949-58-2000 [17].

5.4.6 После выполнения требований 5.4.3-5.4.5 проводят комплекс расчетно-аналитических работ и организационно-технических мероприятий по продлению срока безопасной эксплуатации обследованных участков газопроводов в рамках требований и основных положений разделов 4 и 5.

6 Методическое обеспечение работ по оценке технического состояния и продлению срока безопасной эксплуатации газопроводов

6.1 Оценка технического состояния и продление срока безопасной эксплуатации газопроводов, не обустроенных средствами для внутритрубной дефектоскопии

6.1.1 Оценка коррозионного состояния металла труб по результатам комплексных электрометрических обследований газопровода

6.1.1.1 Оценка коррозионного состояния металла труб по результатам комплексных электрометрических обследований газопровода включает в себя:

- оценку состояния средств электрохимической защиты и уровня защищенности газопровода, состояния изоляционного покрытия в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164;

- оценку коррозионного состояния газопровода в контрольных шурфах и на открытых участках с составлением соответствующего акта согласно требованиям СТО РД Газпром 39-1.10-088;

- оценку коррозионной активности грунта;

- рекомендации по выполнению ремонтных работ.

6.1.12 Электрометрические обследования проводят специализированные организации в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-088.

6.1.1.3 Для оценки остаточного ресурса участков газопровода, имеющих обширное коррозионное утонение стенок труб, учитывают информацию по фактическим параметрам коррозионных дефектов и физико-механическим характеристикам труб.

6.1.14 Скорость коррозионных процессов металла считают одним из главных факторов, определяющих ресурс обследуемого участка газопровода.

6.1.15 Оценку остаточного ресурса участков газопровода, имеющих обширное коррозионное утонение стенок труб, проводят на основании данных о дефектности участка газопровода в следующей последовательности:

- определяют максимально допустимое утонение стенки С_доп, мм, в соответствии с принятым критерием предельного состояния согласно Р 51-31323949-42-99 [9];

- проводят оценку средней скорости коррозии металла труб на основании анализа коррозионной активности грунта, результатов непосредственного измерения параметров дефектов вскрытого трубопровода, результатов внутритрубной инспекции на параллельных нитках газопроводов с учетом следующих возможных вариантов:

а) если имеются данные о глубине коррозионного повреждения, полученные с интервалом в несколько лет, то среднюю скорость коррозии v_кор, мм/год, вычисляют по формуле

                                                                                                           (1)

где  - глубина коррозионного повреждения при первом измерении, мм;

 - глубина коррозионного повреждения при втором измерении, мм;

t₁ и t₂ - продолжительность эксплуатации газопровода до проведения первого и второго измерения соответственно, год;

б) если имеются данные о глубине коррозионного повреждения только на текущий момент времени, то среднюю скорость коррозии, v_кор, мм/год, вычисляют по формуле

                                                                                                                        (2)

где с - глубина коррозионного повреждения на момент измерения, мм;

t - срок эксплуатации газопровода до проведения измерений, год.

Величину остаточного ресурса Т_ост, год, вычисляют по формуле

,                                                                         (3)

где с_доп - допустимая глубина коррозионного повреждения, определяемая согласно Р 51-31323949-42-99 [9], мм;

с_факт - определяемая при измерении фактическая глубина коррозионного повреждения, мм.

Пример оценки остаточного ресурса газопровода, имеющего коррозионное утонение стенок трубы, приведен в приложении Б.

6.1.2 Оценка работоспособности отводов с эрозионным утонением стенки.

6.1.2.1 Эрозионный износ стенок труб на криволинейных участках газопровода обусловлен высокими скоростями переносимых газом твердых частиц и является одним из факторов, снижающих остаточный ресурс отводов.

6.1.2.2 Оценку работоспособности отводов, имеющих утонение стенки из-за эрозионного износа, проводят согласно Р 51-31323949-42-99 [9] во взаимосвязи с оценкой их прочности, определяемой величиной кольцевых напряжений от действия внутреннего давления.

6.1.2.3 Контролю подлежат отводы на площадках газораспределительных станций, гребенки и компенсаторы на подводных переходах.

6.1.2.4 Процедуру контроля толщины стенки отводов и оценку работоспособности отводов с эрозионным утонением стенки проводят с соблюдением следующей последовательности:

- измеряют фактическую толщину стенки отвода на выпуклой стороне отвода;

- определяют расчетную толщину стенки;

- разрешают дальнейшую эксплуатацию отвода с последующим контролем толщины один раз в год, если фактическая толщина стенки отвода оказывается не менее расчетной;

- проводят расчет допустимой толщины стенки, если фактическая толщина стенки отвода оказывается менее расчетной;

проводят расчет допустимой толщины стенки, если фактическая толщина стенки отвода оказывается менее расчетной;

разрешают дальнейшую эксплуатацию отвода с контролем толщины стенки один раз в 6 месяцев, если фактическая толщина стенки оказывается не менее допустимой;

проводят замену отвода или снижают рабочее давление до расчетного с последующим контролем толщины стенки один раз в 6 месяцев, если фактическая толщина стенки отвода оказывается менее допустимой.

Примечание - Величину расчетного давления определяют по Р 51-31323949-42-99 [9].

Пример оценки работоспособности отводов, имеющих утонение стенки из-за эрозионного износа, приведен в приложении В.

6.2 Оценка технического состояния и определение срока безопасной эксплуатации газопровода с учетом результатов внутритрубной дефектоскопии

6.2.1 Оценка работоспособности участков газопровода с дефектами типа овализации

6.2.1.1 Оценку работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации поперечного сечения трубы проводят в соответствии с методикой, изложенной в Р 51-31323949-42-99 [9].

6.2.1.2 Следуя положениям Р 51-31323949-42-99 [9] по результатам внутритрубной дефектоскопии (или измерений с наружной поверхности трубопровода) проводят анализ и оценку работоспособности дефектных участков газопровода с использованием следующих данных:

физико-механических характеристик металла труб;

рабочего давления;

фактической и допустимой величины овальности;

фактической толщины стенки в соответствующих сечениях;

уровня допускаемых напряжений.

6.2.1.3 На основе вышеперечисленных данных оценивают уровень вызванных овализацией кольцевых напряжений в стенке трубы.

6.2.1.4 Сравнивая расчетный и допускаемый уровень кольцевых напряжений принимают решения о продлении срока безопасной эксплуатации обследуемого участка газопровода.

6.2.2 Оценка работоспособности и критерии отбраковки труб с вмятинами и гофрами.

6.2.2.1 Методика оценки работоспособности труб с вмятинами и гофрами в соответствии с ВРД 39-1.10-063-2002 [22] содержит методы обследования участков газопроводов с нарушениями формы поперечного сечения в виде дефектов типа вмятин и гофр, оценку их напряженного и деформированного состояния, порядок отбраковки и включает в себя следующие этапы:

инструментальные измерения геометрических параметров дефекта;

расчет напряженно-деформированного состояния трубы в дефектной зоне;

порядок отбраковки труб с вмятинами (гофрами) по критерию степени их опасности.

6.2.2.2 В соответствии с требованиями ВРД 39-1.10-063-2002 [22] предусмотрено четыре варианта принятия решений относительно работоспособности труб с вмятинами и гофрами:

оставить без проведения ремонта (ОБПР) - продолжать эксплуатацию участка газопровода в прежнем режиме без проведения ремонта. Дефект с имеющимися параметрами является неопасным с точки зрения прочности трубопровода, изоляционное покрытие не нарушено и работоспособно;

оставить с проведением ремонта (ОСПР) - продолжать эксплуатацию участка газопровода в прежнем режиме с проведением ремонта ¹⁾;

удалить по плану (УПП) - участок трубы в зоне дефекта следует вырезать при наступлении очередного планового ремонта с остановкой перекачки газа и вварить катушку;

удалить вне плана (УВП) - участок трубы в зоне дефекта следует удалить немедленно. В случае невозможности остановки перекачки газа необходимо сбросить давление в трубопроводе до безопасного уровня и отложить удаление дефектного участка и вварку катушки до момента плановой остановки работы газопровода, проведя временный ремонт по технологии, указанной в ВРД 39-1.10-013-2000 [23].

^{__________________________}

¹⁾ Под ремонтом в этом случае подразумевается восстановление формы трубы с помощью полимерных композиционных материалов в соответствии с ВРД 39-1.10-013 [23] и ее переизоляция в месте расположения дефекта.

6.2.2.3 Рекомендуемые по ВРД 39-1.10-063-2002 [22] решения в зависимости от допускаемых значений проверяемых параметров дефектов для участков газопроводов III - IV категорий по СНиП 2.05.06-85* [4] приведены в таблице 1, включающей следующие обозначения:

e_1,0 - максимальная начальная остаточная продольная изгибная деформация;

e_2,0 - максимальная начальная остаточная окружная изгибная деформация;

De₁ - приращение продольных изгибных деформаций при действии внутреннего давления;

De₂ - приращение окружных изгибных деформаций при действии внутреннего давления;

- относительная глубина дефекта.

Методика, алгоритм и формулы для расчета этих параметров подробно изложены в [22].

Таблица 1 - Допускаемые значения проверяемых параметров и соответствующие им рекомендуемые решения для участков магистральных газопроводов III - IV категорий с вмятинами (гофрами) [22]

Примеры оценки работоспособности труб с вмятинами и гофрами приведены в приложении Г.

6.2.3 Оценка работоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами.

6.2.3.1 Расчетно-экспериментальную оценку работоспособности и ресурса газопроводных конструкций при наличии в них трещин и/или трещиноподобных дефектов проводят в соответствии с Методикой о порядке продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО "Газпром" [6].

6.2.3.2 Для оценки работоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами по методике [6] последовательно выполняют:

оценку НДС расчетного участка;

аппроксимацию исходного трещиноподобного дефекта расчетным дефектом-аналогом;

расчет предельных (разрушающих) значений напряжений и/или деформаций, соответствующих конкретному дефекту;

расчет критических размеров дефектов при заданном (текущем) уровне НДС;

оценку прочности конструкции при заданном уровне дефектности;

прогнозную расчетно-экспериментальную оценку скорости развития дефектов;

расчетную оценку остаточного ресурса трубопроводной конструкции.

Пример оценки работоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами приведен в приложении Д.

6.3 Оценка вероятности пропуска дефектных участков

6.3.1 Для снижения степени неопределенности при разработке итогового заключения об остаточном ресурсе газопровода можно оценить вероятность пропуска критических дефектов (дефектных участков), не попавших под выборочное обследование газопровода в шурфах.

6.3.2 Вероятностью пропуска дефектного участка считают вероятность того, что хотя бы один из участков, не подвергавшихся обследованию, содержит дефект, классифицируемый как недопустимый.

Эта вероятность эквивалентна вероятности отказа хотя бы одного из необследованных участков (в отношении обследованных участков предполагают наличие достоверной информации об их работоспособности), т.е. отказу трассы в целом.

6.3.3 Пример вероятностной оценки пропуска дефектных участков газопровода приведен в приложении Е.

6.4 Определение времени до проведения повторной экспертизы промышленной безопасности для продления срока эксплуатации газопроводов по критерию вероятности отказов

6.4.1 Время проведения повторной экспертизы промышленной безопасности с целью продления срока эксплуатации рассчитывают исходя из значений локальной интенсивности аварий l для заданной величины вероятности безотказной работы участка газопровода за этот период времени.

6.4.2 Значения локальной интенсивности аварий определяют на основании статистических данных об инцидентах и отказах на газопроводах и по результатам экспертных оценок конструктивно-технологических особенностей, условий строительства, эксплуатации и текущего технического состояния участков газопровода.

6.4.3 Оценку локальной интенсивности аварий l_л на участках газопровода проводят в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

6.4.4 Интенсивность аварий измеряют количеством аварий на участке газопровода длиной 1000 километров за один год его эксплуатации ¹⁾

_____________________

¹⁾ По статистическим данным, в среднем на российских магистральных газопроводах интенсивность аварий составляет 0,2 аварии в год на 1000 км.

6.4.5 Интенсивность аварий обследуемого локального участка газопровода \ вычисляют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084 по формуле

                                                                    (4)

где l_рег - среднестатистическая интенсивность аварий для региона прокладки газопровода;

K_D - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности аварий от диаметра газопровода;

В_ср = 3,65 - балльная оценка для среднестатистического участка российского газопровода (по десятибальной шкале);

р_i, q_ij - весовые коэффициенты, учитывающие определенный относительный вклад каждого фактора внутри каждой из групп технологических и природных факторов влияния;

F_ij - балльные оценки факторов риска для обследуемого участка газопровода.

6.4.6 Значения параметров l_рег, K_D, р_i, q_ij и балльных оценок факторов риска, в зависимости от конструктивно-технологических особенностей, условий строительства и эксплуатации, текущего технического состояния рассматриваемого участка газопровода определяют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084.

6.4.7 Вероятность Р(n ³ 1) возникновения одной или более аварий на обследуемом участке газопровода с учетом вычисленного по формуле (4) значения интенсивности аварий вычисляют по формуле

Р(n ³ 1) = l - exp(-l_л ∙ t ∙ L/1000),                                                  (5)

где L - протяженность обследуемого участка газопровода, км;

t - время дальнейшей эксплуатации этого участка, год.

6.4.8 Для проведения экспертной оценки отдельно взятого обследуемого участка газопровода назначают участки, расположенные до и после компрессорной станции (КС) и находящиеся в зоне ответственности одного линейно-производственного управления (ЛПУ).

Примечание - Длина таких участков в среднем составляет около 60 км.

6.4.9 Время до проведения следующей экспертизы промышленной безопасности с целью продления срока эксплуатации таких участков рассчитывают исходя из того, что за устанавливаемый срок вероятность безаварийной работы участка составит 0,9 (т.е. вероятность отказа Р(n ³ 1) = 0,l).

6.4.10 Время до проведения следующей экспертизы t, год для обследуемого участка газопровода протяженностью 60 км вычисляют по формуле

                                                                                                     (6)

6.4.11 Если рассчитанное время до проведения следующей экспертизы оказывается менее 5 лет, то проводят рекомендуемые экспертной организацией мероприятия по повышению эксплутационной надежности, затем определяют новые значения локальной интенсивности аварий на участке и назначают сроки проведения следующей экспертизы с учетом проведенных мероприятий.

6.4.12 Если объект экспертизы располагается в пределах зоны ответственности нескольких ЛПУ, то расчеты времени t по формуле (6) проводят рассматривая по два участка для каждого ЛПУ - до и после КС, а время до проведения следующей экспертизы промышленной безопасности принимают равным наименьшему из полученных для каждого участка значений.

7 Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности газопровода

7.1 Основные требования, этапы и условия продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах, к которым относятся и газопроводы, определены в РД 03-484-02 [2].

7.2 В соответствии с РД 03-484-02 [2] (пункт 5) по достижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, в стандартах и правилах безопасности, дальнейшая эксплуатация газопровода без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации не допускается.

7.3 Работы по определению остаточного ресурса газопроводов в соответствии с действующими рекомендациями, методиками и стандартами ОАО "Газпром" выполняют специалисты (эксперты) экспертной организации, аттестованные в установленном порядке на право проведения экспертизы промышленной безопасности.

7.4 Руководители и ответственные лица организации-заказчика обеспечивают достоверность информации, запрашиваемой экспертной организацией.

7.5 По мере необходимости экспертная организация может запросить у организации-заказчика дополнительные материалы и документацию или выполнить дополнительные мероприятия по обследованию и испытаниям газопровода.

7.6 Требования к порядку проведения, оформлению и утверждению заключения экспертизы промышленной безопасности определены ПБ-03-246-98 [7].

8 Процедура оформления и утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности газопровода

8.1 В соответствии с ПБ-03-246-98 [7] экспертная организация представляет Заключение экспертизы промышленной безопасности газопровода, которое должно содержать:

титульный лист, оформляемый в соответствии с приложением Е, с наименованием заключения экспертизы, подписанный руководителями экспертной организации;

вводную часть, включающую основание для проведения экспертизы, сведения об экспертной организации, сведения об экспертах и наличии лицензии на право проведения экспертизы промышленной безопасности;

перечень объектов экспертизы, на которые распространяется действие заключения экспертизы;

данные о заказчике;

цель экспертизы;

сведения о рассмотренных в процессе экспертизы документах;

краткую характеристику и назначение объекта экспертизы;

результаты проведенной экспертизы;

заключительную часть с обоснованными выводами, а также рекомендациями по техническим решениям и проведению компенсирующих мероприятий.

8.2 Порядок представления, приема, регистрации, рассмотрения и утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности определен РД 03-298-99 (в ред. Изменений №1 РДИ 03-530(298)-03) [24].

8.3 Заключение экспертизы не позднее одного месяца с момента его подписания руководителем экспертной организации направляют надзорным органам на утверждение в установленном порядке.

Приложение А
(рекомендуемое)

Структурная схема, отражающая порядок продления срока безопасной эксплуатации газопровода

Приложение Б
(рекомендуемое)

Пример оценки остаточного ресурса газопровода, имеющего коррозионное утонение стенок трубы

На участке газопровода III категории с рабочим давлением р = 5,4 МПа, сооруженного из труб диаметром D_H = 1220 мм, толщиной стенки d - 12 мм (сталь 17Г1С) и нормативным сопротивлением  = 362,6 МПа (СНиП 2.05.06-85* [4]) дважды с интервалом в 7 лет были проведены обследования максимальной глубины коррозии, которая составила 1,0 мм и 2,1 мм соответственно.

В соответствии с Р 51-31323949-42-99 [9] максимально допустимую глубину коррозии с_доп, мм, вычисляют по формуле

                                                                                           (Б.1)

где  - допускаемые кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, определяемые согласно СНиП 2.05.06-85* [4] по формуле

                                                                                                     (Б.2)

где m и k_H - коэффициенты по СНиП 2.05.06-85* [4].

Подставляя численные данные в формулу (Б.1) с учетом рассчитанного по формуле (Б.2) значения , находят допустимую глубину коррозии

 мм.

Далее по формуле (1) раздела 6 рассчитывают среднюю скорость коррозии

 мм/год,

а затем по формуле (3) раздела 6 вычисляют значение остаточного ресурса обследуемого участка газопровода

 год.

Вывод: для обследуемого участка газопровода при сохранении заданных эксплуатационных характеристик переход в предельное состояние прогнозируется примерно через три года.

Приложение В
(рекомендуемое)

Пример оценки работоспособности отводов, имеющих утонение стенки из-за эрозионного износа

С учетом нормативных коэффициентов по СНиП 2.05.06-85* [4] имеются следующие исходные данные для штампосварного отвода:

материал сталь                                                                           15ХСНД;

нормативное сопротивление                                                    = 490 МПа;

наружный диаметр отвода                                                        D_H = 1020 мм;

номинальная толщина стенки                                                  d_Н = 28 мм;

средний радиус изгиба                                                              R_H= 1500 мм;

рабочее давление                                                                       р = 7,4 МПа;

коэффициент надежности по материалу                                 К₁= 1,4;

коэффициент надежности по назначению                              К_Н = 1,0;

коэффициент надежности по нагрузке                                     n = 1,1;

коэффициент условий работы                                                  m = 0,6;

коэффициент несущей способности для вогнутой стороны  h_в = 1,15.

По результатам измерений фактическая толщина стенки на выпуклой стороне отвода составила d_Ф = 25,2 мм.

Величину расчетного сопротивления материала отвода R₁ с учетом исходных данных и СНиП 2.05.06-85* [4] вычисляют по формуле

 МПа и

Затем вычисляют значение расчетной толщины стенки отвода

 мм.

Вывод: фактическая толщина стенки отвода превышает расчетную. Согласно Р 51-31323949-42-99 [9] разрешается дальнейшая эксплуатация рассматриваемого отвода с контролем толщины стенки один раз в год.

Приложение Г
(рекомендуемое)

Примеры оценки работоспособности труб с вмятинами и гофрами

Г.1 Имеются исходные данные для оценки допустимости вмятины:

наружный диаметр трубопровода                                         D_H = 1420 мм;

номинальная толщина стенки                                                d_Н = 15,2 мм;

рабочее давление                                                                     р = 7,4 МПа;

размер вмятины в продольном направлении                       а = 760 мм;

размер вмятины в кольцевом направлении                         b = 430 мм;

глубина вмятины во время обследования                            w_р0 = 25 мм;

модуль Юнга                                                                            Е = 206000 МПа;

коэффициент Пуассона                                                           v = 0,3.

Следуя алгоритму оценки деформированного состояния газопровода в области вмятины, изложенному в ВРД 39-1.10-063-2002 [22], рассчитывают значения проверяемых параметров (таблица Г.1).

Сравнивая с помощью таблицы 1 раздела 6 рассчитанные и допускаемые значения, принимают решение относительно работоспособности обследуемого участка трубопровода с вмятиной в соответствии с 6.2.2.2.

Таблица Г.1 - Расчетные значения проверяемых параметров для вмятины

Рекомендуемое решение - ОБПР.

Г.2 Имеются исходные данные для оценки допустимости гофра:

размер гофра в продольном направлении                            а = 210 мм;

размер гофра в кольцевом направлении                               b = 480 мм;

глубина гофра во время обследования                                  w_р0 = 35 мм.

Остальные исходные данные, как в примере Г.1.

Следуя алгоритму оценки деформированного состояния газопровода в области гофра, изложенному в ВРД 39-1.10-063-2002 [22], рассчитывают значения проверяемых параметров (таблица Г.2).

Таблица Г.2 - Расчетные значения проверяемых параметров для гофра

Сравнивая с помощью таблицы 1 раздела 6 рассчитанные и допускаемые значения, принимают решение относительно работоспособности обследуемого участка трубопровода с гофром в соответствии с 6.2.2.2.

Рекомендуемое решение - УПП.

Приложение Д
(рекомендуемое)

Пример оценки работоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами

Для трех исходных невзаимодействующих между собой поверхностных дефектов, расположенных на внешней поверхности трубопровода из стали 10Г2Ф, диаметром D_H = 1420 мм, толщиной стенки d_Н = 17,5 мм с рабочим давлением газа р = 7,4 МПа по результатам схематизации, проведенной в соответствии с [6] (приложение В), получены следующие геометрические характеристики эквивалентных расчетных дефектов (таблица Д. 1), классифицированных как полуэллиптические продольные поверхностные трещины:

Таблица Д. 1 - Геометрические характеристики расчетных дефектов

Исходные данные о прочностных и деформационных свойствах стали 10Г2Ф, полученные по результатам испытаний стандартных образцов и необходимые для расчетной оценки прочности участка газопровода с вышеуказанными поверхностными трещинами, приведены в таблице Д.2.

Таблица Д.2 - Исходные данные о свойствах стали 10Г2Ф

Параметры диаграммы деформирования по Рамбергу - Осгуду, необходимые для расчета по методике [6]:

условный предел текучести стали                                         s_у = 429,44 МПа;

показатель степени                                                                  n = 16,6.

Выводы:

Анализ результатов расчетов, проведенных в соответствии с методикой [6], показывает, что первый дефект не является критическим при расчетном уровне номинальных напряжений σ_о=325 МПа и обладает фактическим коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям n_σ= 1,4917.

Второй и третий дефекты являются критическими при том же уровне действующих номинальных напряжений с фактическими располагаемыми коэффициентами запаса n_s = 0,99997 и n_s = 0,80160. На участке трубопровода с такими дефектами действующие нагрузки должны быть снижены до уровня, обеспечивающего требуемый нормативный запас по разрушающим напряжениям.

В пределах обследуемого участка трубопровода с однородными условиями нагружения следует устанавливать пониженный уровень действующих напряжений по результатам расчета наиболее опасного дефекта, характеризуемого наименьшим значением разрушающих напряжений. В рассмотренном примере - это дефект № 3.

Приложение Е
(справочное)¹⁾

Пример вероятностной оценки пропуска дефектных участков газопровода

___________________

¹⁾ Справочный характер данного приложения обусловлен отсутствием в настоящее время нормативных документов по вероятностной оценке пропуска дефектных участков газопровода. Имеются лишь научные публикации по указанной тематике. Пример, приведенный в данном приложении, подробно изложен в одной из таких публикаций.

Вероятность пропуска точно к дефектных участков можно вычислить по формуле обобщенного полиномиального распределения

                                                                                (Е.1)

с параметрами:

r₁ = N_п – N_о – k, r₂ = k, r₃ = N_о - М_о, r₄ = М_о, q₁ = (1 - р_д) (1 - р_э),

q₂ = р_д (1 - р_э), q₃ = (1 - р_д) р_э, q₄ = р_д р_э,

где N_п - общее число потенциально опасных участков (ПОУ), N_o - общее число обследуемых ПОУ (ОПОУ), М_о - число дефектных ОПОУ по результатам обследования.

Вероятности и определяют следующим образом:

р_д - вероятность критического отказа ПОУ;

р_э - вероятность выбора ПОУ для обследования.

Полагают, что для всех ПОУ вероятности и равны, и вычисляют их по формуле

р_э = р_д = р_д (l, t) = 1 – ехр (-l l t),                                                  (Е.2)

где l - протяженность участка газопровода, км, t - прогнозируемый срок эксплуатации, лет,

l - средняя интенсивность отказов (аварий) в соответствии с 6.4. Расчет вероятности пропуска хотя бы одного ПОУ с недопустимыми дефектами проводят по формуле

                                                     (E.3)

где N_н - число необследуемых ПОУ.

На участке протяженностью 35 км одного, из газопроводов было выделено 35 ПОУ; из них обследовано 6 ОПОУ, недопустимых дефектов не обнаружено; прогнозируемый срок продления эксплуатации t = 10 лет; в качестве вероятности отказа произвольного участка выбирались два варианта:

(1) по реальным данным со средней интенсивностью отказов l = l_г = 0,2 (1/1000 км в год);

(2) предполагалась более жесткая ситуация - дополнительное обследование еще одного участка непременно выявляет недопустимый дефект, то есть статистика становится позитивной, и средняя интенсивность отказов равна

                                                                              (Е.4)

В формуле (Е.4) в качестве оценки временного фактора принималась величина 10 лет, примерно равная среднему времени износа изоляции.

Значение вероятности р_э экспертного выбора участка для обследования принято равным 0,5.

Оценочные величины вероятностей пропуска дефектных ПОУ из числа необследованных по вариантам (1) и (2), полученные расчетным путем с использованием формул (Е.1) - (Е.4), равны Q₁ = 0,55∙10^-7 и Q₂ = 0,3∙10^-6 соответственно. Эти значения соответствуют вероятностям критического отказа необследованных дефектных участков газопровода и должны быть сопоставлены с соответствующим допустимым (назначенным) показателем Q_доп.

В связи с отсутствием таких нормативных количественных величин можно сравнить расчетные значения Q₁ и Q₂ с приближенными консервативными оценками, полученными для того же рассмотренного участка газопровода исходя из условия экстраполяции работоспособности этого участка с интенсивностью l ≡ l_г = 0,2 (1/1000 км в год) на предполагаемый срок эксплуатации 10 лет. В этом случае вероятность отказа оценивается величиной Q_доп 0,2 ∙ 10^-3 ∙ 35∙ 10 = 7∙10^-2. Очевидно, что, с точки зрения надежности, полученные оценки Q₁ и Q₂, лежащие в пределах ниже 10^-5, вполне удовлетворяют требованию Q £ Q_доп.

Таким образом, можно утверждать, что проведенное выборочное обследование рассмотренного участка газопровода с учетом отсутствия критических отказов на данной трассе и выполненный вероятностный анализ пропуска возможных дефектных участков подтверждают малую вероятность возникновения критических отказов в ближайшие 10 лет эксплуатации на этом участке.

Приложение Ж
(обязательное)

Форма титульного листа Заключения экспертизы промышленной безопасности газопровода

Библиография

[1] Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"

[2] Руководящий документ Госгортехнадзора Российской Федерации РД 03-484-02 Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах

[3] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-043-2001 Положение о порядке продления ресурса магистральных газопроводов ОАО "Газпром", ООО "ВНИИГАЗ"

[4] Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы

[5] Руководящий документ ОАО "Газпром" РД 51-4.2-003-97 Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов, ВНИИГАЗ

[6] Методика о порядке продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО "Газпром", ООО "ВНИИГАЗ", 2003

[7] Правила Госгортехнадзора Российской Федерации ПБ 03-246-98 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности

[8] Рекомендации по контролю напряженного состояния магистральных газопроводов, ВНИИГАЗ, 1989

[9] Рекомендации ОАО "Газпром" Р 51-31323949-42-99 Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов, ВНИИГАЗ

[10] Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в непроектном положении, ВНИИГАЗ, 1986

[11] Инструкция по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах, ВНИИГАЗ, 1986

[12] Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов, ООО "ВНИИГАЗ"

[13] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-001-99 Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов, ВНИИГАЗ, ДАО "Оргэнергогаз"

[14] Инструкция по контролю толщины стенок отводов надземных газопроводов, технологической обвязки КС, ДКС, ГРС и гребенок подводных переходов магистральных газопроводов, ВНИИГАЗ, 1998

[15] Рекомендации по проведению контроля технического состояния подводных переходов (береговые участки), ВНИИГАЗ, 1999

[16] Ведомственные строительные нормы ОАО "Газпром" ВСН 39-1.10-009-2002 Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов, ООО "ВНИИГАЗ".

[17] Рекомендации ОАО "Газпром" Р 51-31323949-58-2000 Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности, ООО "ВНИИГАЗ"

[18] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-032-2001 Инструкция по классификации стресс - коррозионных дефектов по степени их безопасности, ООО "ВНИИГАЗ"

[19] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-033-2001 Инструкция по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс - коррозии, ООО "ВНИИГАЗ"

[20] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-023-2001 Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах, ОАО Газпром, ООО "ВНИИГАЗ" и др.

[21] Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ, ВНИИГАЗ, ДАО Оргэнергогаз и др., 1998

[22] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-063-2002 Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами, ООО "ВНИИГАЗ"

[23] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-013-2000 Руководящий документ по применению композитных материалов фирмы «ПОРСИЛ ЛТД» (г. Санкт- Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности (с дополнением: Оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530-1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов), ООО "Газнадзор", АО "ВНИИСТ"

[24] Руководящий документ Госгортехнадзора Российской Федерации РД 03-298-99 (в ред. Изменений № 1 РДИ 03-530(298)-03) Положение о порядке утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности