Открытое акционерное общество

"Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть"

СОГЛАСОВАНО

Госгортехнадзор России

УТВЕРЖДАЮ

Первый вице-президент

ОАО "АК "Транснефть", к.т.н.

Письмо № -10-03/849

от " 06 " августа 2003 г.

В.В. Калинин

" " 2003 г.

Методика оценки работоспособности

и проведения аттестации

магистральных нефтепроводов

Руководящий документ

РД 153-39.4 Р-119-03

Директор ИМЕТ РАН, академик

Н.П. Лякишев

Письмо № 2115/4

от " 04 " июля 2003 г.

Вице-президент

ОАО "АК "Транснефть", к.т.н.

Ю.В. Лисин

" " 2003 г.

Директор ИМАШ РАН, академик

К.В. Фролов

Письмо № 11503-01-2115.1

от " 07 " июля 2003 г.

2003 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методика оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов

(Положение)

РД 153-39.4 Р-119-03

Срок введения с 14.08.2003 г.
Руководящий документ "Методика оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов" (далее по тексту РД):

распространяется на магистральные нефтепроводы, входящие в систему ОАО "АК "Транснефть".

Предназначен для специалистов организаций, эксплуатирующих магистральные нефтепроводы, а также выполняющих работы по диагностике и аттестации нефтепроводов.

Разработан коллективом авторов ОАО "АК "Транснефть", Институтом металлургии и материаловедения им. А.А.Байкова Российской Академии наук (ИМЕТ РАН), Институтом машиноведения им. А.А.Благонравова Российской Академии наук (ИМАШ РАН), ОАО ЦТД "Диаскан", ОАО «Гипротрубопровод», ООО «Балтнефтепровод» в составе:

ОАО «АК «Транснефть»	к.т.н. Лисин Ю.В.
ИМЕТ РАН	академик Лякишев Н.П., к.т.н. Кантор М.М.
ИМАШ РАН	член-корр. Махутов Н.А., д.т.н. Москвитин Г.В.
ОАО ЦТД «Диаскан»	д.т.н. Васин Е.С., Белкин А.А., Авдеев В.П.
ОАО «Гипротрубопровод»	к.т.н. Дмитриев В.Ф., Беккер Л.М.
ООО «Балтнефтепровод»	Трусов В.А.

СОГЛАСОВАН с Госгортехнадзором России, письмо № 10 – 03/849 от 06.08.2003г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом по ОАО «АК «Транснефть» № 27 от 20 марта 2002 г.

РД регламентирует методику и порядок проведения оценки работоспособности, назначения срока безопасной (гарантированной) работы при нормативных внутренних и внешних воздействиях и аттестации магистральных нефтепроводов.

РД отменяет действие следующих нормативных документов:

- Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов: «ВНИИСПТнефть». - 1988;

- РД 153-39-029-98. Нормы периодичности обследования магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами. Методическое руководство. - М.: ОАО ЦТД «Диаскан», НТЦ «Промышленная безопасность». -1998.

- РД 153-39.4Р-119-02. Методика оценки работоспособности и проведения аттестации эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов. Руководящий документ. – М. 2002.

СОДЕРЖАНИЕ

1 ВВЕДЕНИЕ........................................................................................................................................... 6

1.1 Назначение.................................................................................................................................. 6

1.2 Область применения............................................................................................................... 6

2 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ............................................................................................................ 7

3. Общие положения....................................................................................................................... 9

3.1. Экспериментальные и теоретические основы разработки рд… ………………………………………9

3.2 Объект аттестации…………………………………………………………………………………..….11

4. аттестация нефтепроводов прошедших диагностическое обследование всеми видами внутритрубных дефектоскопов………………………………………………………………………….. .12

4.1. Подготовка нефтепроводов к аттестации………………………………………………………… .12

4.2. Результаты аттестации ………………………………………………………………………………… 13

4.3.Основные положения аттестации………………………………………………………………… …..13

4.4. Порядок организации и подготовки данных для аттестации........................ 15

4.5 Порядок определения допустимого рабочего давления на выходе НПС для участков нефтепровода, прошедших внутритрубную диагностику всеми типами ВИП................................................................................................................................ 222

4.6 Порядок оформления и хранения документации, подтверждающей величину допустимого рабочего давления на выходе НПС................................................. 322

4.7 Расчет периодичности проведения внутритрубной диагностики и срока следующей аттестации...................................................................................................... 333

4.8 Расчет ДОПУСТИМОГО срока эксплуатации труб и сварных швов с дефектами......................................................................................................................................................... 411

5. Аттестация участков нефтепроводов с ограниченными возможностями проведения внутритрубной диагностики................................................................ 453

5.1 Общие положения…………………………………………………………………………………………45

5.2 Порядок проведения аттестации участков нефтепроводов с ограниченными возможностями проведения внутритрубной диагностики............................ 455

5.3 Подготовка к аттестации участков нефтепроводов с ограниченными возможностями проведения внутритрубной диагностики…………………………………………………………….47

5.4 Порядок определения испытательного давления для гидравлических испытаний участка нефтепровода......................................................................................................... 49

5.5 Проведение гидравлических испытаний аттестуемого участка нефтепровода. 50

5.6 Определение допустимого рабочего давления на выходе НПС..................... 522

5.7 Определение срока проведения очередной аттестации МН............................. 522

6. Оформление результатов аттестации.......................................................................... 544

Приложения
А	Формы таблиц результатов анализа исходных данных
	А1. Данные по цикличности нагружения участка нефтепровода.........	555
	А2. Таблица данных по категорийности аттестуемого участка нефтепровода.............................................................................................................	566
	А3. Таблица раскладки труб аттестуемого участка нефтепровода.....	598
	А4. Таблица данных по значениям проектных давлений на выходе НПС аттестуемого участка нефтепровода..................................................	609
	А5. Таблица данных по устранению дефектов и временных ремонтных конструкций на аттестуемом участке нефтепровода	60
	А6. Таблица исходных данных по сертификатам и другим нормативным документам прочностных характеристик материалов труб аттестуемого участка нефтепровода......................	621
	А7. Таблица данных по гидроиспытаниям, проводившимся на аттестуемом участке нефтепровода.............................................................	632
	А8. Сведения о НПС аттестуемого участка МН.................................................	643
	А9. Результаты расчета количества спиральношовных труб, которые должны быть подвергнуты АЭД.......................................................	654
Б	Формуляр Подтверждения величины допустимого рабочего давления.......................................................................................................................	665
В	В1. Протокол рассмотрения исходных данных для аттестации линейной части магистрального нефтепровода по результатам пропуска трех ВИП....................................................................................................	676
	В2. Протокол рассмотрения исходных данных для аттестации линейной части магистрального нефтепровода....................................	709
Г	Г1. Свидетельство аттестации линейной части магистрального нефтепровода по результатам пропуска трех ВИП.................................	732
	Г2. Свидетельство аттестации магистрального нефтепровода.............	754
	Г4. Свидетельство аттестации магистрального нефтепровода, принадлежащего смежным ОАО МН.................................................................	776
Д	Определение скорости роста коррозионных дефектов стенки труб МН......................................................................................................................................	798
Е	Таблица толщин стенки труб аттестуемого участка нефтепровода по данным ВИП WM и ДДК.......................................................................................	809
Ж	Расчет допустимого рабочего давления на выходе НПС технологического участка.................................................................................	80
И	Состав комиссии по аттестации МН....................................................................	865
К	К1. Расчет несущей способности линейной части нефтепровода........	876
	К2. Расчет допустимого рабочего давления на выходе НПС....................	887
Л	Порядок проведения АЭД.............................................................................................	898
М	Протокол акустико-эмиссионного контроля.................................................	90
Н	Заключение по результатам акустико-эмиссионного контроля.........	954
П	Расчет допустимого срока эксплуатации труб, изготовленных по ТУ 14-3-602-77 и из сталей марок 14ХГС, 19Г и «Ц» .............................................	965
Р	Список использованных источников.................................................................	987

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1. Назначение

1.1.1. Руководящий документ "Методика оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов" устанавливает порядок проведения аттестации действующих магистральных нефтепроводов (МН) и установления величины допустимого рабочего давления на выходе НПС, определение срока безопасной (гарантированной) эксплуатации МН при нормативных внутренних и внешних воздействиях.

1.2. Область применения

1.2.1. РД распространяется на трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» (далее АК «Транснефть»).

1.2.2. Аттестация проводится на участках МН, на которых выполнено диагностическое обследование всеми типами внутритрубных инспекционных приборов, и на участках МН с ограниченными возможностями проведения внутритрубной диагностики, которые подготовлены к аттестации в соответствии с разделом 5 настоящего РД.

1.2.3. Требования настоящего РД являются обязательными для организаций АК «Транснефть», эксплуатирующих магистральные нефтепроводы, а также организаций, выполняющих работы по диагностике, обследованию, расчетам параметров и оценки работоспособности магистральных нефтепроводов.

2. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2.1. Основные термины и определения, используемые в настоящем РД, соответствуют ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения».

2.2. Специальные термины и определения РД:

Аттестация МН	Оценка работоспособности нефтепровода с расчетом допустимых параметров его работы нефтепровода и назначение сроков безопасной (гарантированной) его эксплуатации при нормативных внутренних и внешних нагрузках.
Дефект, подлежащий ремонту (ДПР)	Дефекты труб и сварных швов, а также конструктивные элементы и соединительные детали, установленные на магистральных нефтепроводах, которые на основании нормативных документов подлежат устранению.
Дефект первоочередного ремонта (ПОР)	Дефект, представляющий повышенную опасность для целостности нефтепровода при его эксплуатации и подлежащий устранению в первую очередь для восстановления несущей способности трубы. Параметры дефекта определяются нормативными документами.
Допустимое рабочее давление	Максимальное давление на выходе НПС, ограниченное разрешенным рабочим давлением участка магистрального нефтепровода.
Межаттестацион-ный период	Период времени между двумя аттестациями.
Нормативные нагрузки	Внутренние и внешние нагрузки, соответствующие нормам и правилам проектирования и эксплуатации трубопроводов
Несущая способность трубопровода	Максимальное внутреннее давление, которое может выдержать трубопровод без разрушений и отказов при нормативных нагрузках.
Оценка работоспособности магистрального нефтепровода	Проверка соответствия фактических и требуемых параметров работы нефтепровода по давлению, пропускной способности и безотказной работе (без аварий и инцидентов).
Разрешенное рабочее давление	Максимально допустимое внутреннее давление нефтепровода, установленное на основании технического состояния, расчетов несущей способности трубопровода и величины давления гидравлических испытаний трубопровода.
Срок безопасной (гарантированной) работы нефтепровода	Период работы нефтепровода, в течение которого при допустимом рабочем давлении, нормативных внутренних и внешних нагрузках гарантируется его безотказная работа без аварий и инцидентов.
Технологический участок	Участок магистрального нефтепровода между двумя соседними резервуарными парками.
Цикличность нагружения трубопровода	Количество включений всех насосных агрегатов участка (технологических переключений) и величина перепадов внутреннего давления при этих включениях за полный календарный год

3. Общие положения

3.1. Экспериментальные и теоретические основы разработки РД

3.1.1. Настоящий РД разработан на основе результатов натурных испытаний на прочность и долговечность 52 образцов прямошовных и 2 образцов спиральношовных труб (44 – на долговечность и 10 – на статическую прочность), вырезанных из магистральных нефтепроводов со сроком эксплуатации более 25 лет, различных диаметров (1220 мм, 1020 мм, 720 мм, 530 мм). Испытания труб на циклическую долговечность проводились на испытательном гидравлическом стенде в ОАО ЦТД "Диаскан", испытания труб на статическую прочность до разрушения выполняли в ОАО МН.

3.1.2. РД разработан на основе результатов испытаний в ОАО ЦТД "Диаскан" стандартных и специальных образцов (всего 1077 образцов) материала труб с целью определения механических характеристик, ударной вязкости и циклической трещиностойкости трубных сталей длительно эксплуатирующихся МН. Образцы для исследований вырезались в трех зонах из каждой трубы до и после циклических испытаний: из основного металла трубы, продольного шва и околошовной зоны.

3.1.3. РД разработан с учетом результатов металлографических, структурных и фрактографических исследований образцов материалов трубных сталей (всего 1320 образцов), проведенных ИМЕТ РАН.

3.1.4. При разработке РД были использованы результаты теоретических научных исследований ИМАШ РАН в области прочности, долговечности и трещиностойкости материалов и конструкций.

3.1.1.5. Испытания, указанные в пп. 3.1.1. – 3.1.3, проводились в соответствии с утвержденными АК «Транснефть» и согласованными Госгортехнадзором России программами испытаний. Для испытаний использовались трубы, находившиеся в эксплуатации и аварийном запасе более 25 лет с искусственно нанесенными продольными трещиноподобными дефектами в виде узких надрезов шириной 0,2 мм, длиной по оси трубы 50 мм и глубиной 1,5 мм, размеры которых не обнаруживаются современными ультразвуковыми дефектоскопами типа CD, MFL и трубные секции с искусственно нанесенными дефектами в виде узких надрезов по кольцевому монтажному шву толщиной 0,2 мм, длиной 100 мм и глубиной до 30 % толщины стенки. Другие дефекты, недопустимые по СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80* и ВСН 012 – 88, на трубах отсутствовали.

Режимы нагружения труб на испытательном стенде задавались, исходя из максимально возможной нагруженности нефтепроводов в эксплуатации - циклическим внутренним давлением в сочетании с изгибом на базе 10000 циклов, что условно соответствует 30 годам эксплуатации нефтепровода. Внутреннее давление в цикле нагружения изменялось с размахом, соответствующим нормативному по СНиП 2.05.06-85* рабочему давлению. Величина моментных нагрузок определялась из условия максимально возможных напряжений в трубопроводе от упругого изгиба по СНиП III-42-80*, температурных перепадов, воздействия грунтов и нагрузок и при капитальном ремонте с подъёмом трубы в соответствии с РД 39-00147105-015-98 "Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов".

3.1.6. По результатам испытаний установлено следующее:

а) Трубы МН из сталей типа 17ГС или ее модификаций (17Г1С, 17Г1С-У) и стали 17Г2СФ выдержали испытания в полном объеме (10000 циклов нагружения).

б) На трубах МН из сталей марок 14ХГС, 19Г, «Ц» (производства ЧССР) и стали 16Г2САФ зафиксировано сквозное прорастание не обнаруживаемых ВИП дефектов, что привело к течи по дефекту при количествах циклов нагружения, соответствующих 22 годам для стали 14ХГС, 21 году для стали «Ц» и 15 годам для сталей 19Г и 16Г2САФ.

в) Срок безопасной работы нефтепровода ограничен временем развития трещины до критических размеров, при которых происходит разгерметизация трубопровода по дефекту в форме течи или разрушение трубы. Для своевременного выявления и устранения дефектов до того, как их параметры достигнут критических размеров, требуется периодическое обследование МН внутритрубными дефектоскопами.

г) Стендовые статические испытания внутренним давлением до разрушения 10-и натурных образцов труб, вырезанных из длительно эксплуатирующихся нефтепроводов диаметрами 1220, 1020, 720 и 530 мм из сталей 17Г1С, 14ХГС, 19Г, «Ц» и испытания на растяжение стандартных образцов из этих труб, показали, что значения конструктивной прочности испытанных труб лежат в пределах, предусмотренных коэффициентом надежности по материалу k₁ СНиП 2.05.06-85*.

д) В результате проведенных исследований на образцах материала испытанных труб не выявлены изменения механических свойств металла труб, свидетельствующие о наличии деформационного старения металла и подлежащие учету при оценке работоспособности:

– металлографический и фрактографический анализ образцов металла труб, отработавших 25 и более лет, как до, так и после 10000 циклов нагружения (эквивалент 30 годам эксплуатации) не выявил характерных признаков малоцикловой усталости металла труб (бороздчатой структуры) вне зоны дефектов, что говорит об отсутствии значимых пластических деформаций труб в процессе их эксплуатации;

– предел текучести и временное сопротивление металла труб, находившихся в эксплуатации 25 лет и более (до и после испытаний), не ниже значений, указанных в технических условиях в период изготовления труб;

– данные по относительному поперечному сужению свидетельствуют о сохранении ресурса пластичности трубных сталей.

3.2. Объект аттестации

3.2.1. Объектом аттестации является линейная часть магистрального нефтепровода: технологический участок между двумя соседними резервуарными парками и участок нефтепровода между НПС.

3.2.2. Аттестация проводится ОАО МН. Проведение расчетов допустимых рабочих давлений, согласно настоящему РД, и оформление документации по результатам аттестации проводится совместно ОАО МН и ОАО «Гипротрубопровод». Аттестация технологических участков, эксплуатируемых несколькими смежными ОАО МН, выполняется и представляется совместно этими ОАО МН и ОАО «Гипротрубопровод».

4. АТТЕСТАЦИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ, ПРОШЕДШИХ ДИАГНОСТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ВСЕМИ ВИДАМИ ВНУТРИТРУБНЫХ ДЕФЕКТОСКОПОВ

4.1. Подготовка нефтепроводов к аттестации

4.1.1. Проведение комплексного диагностического обследования внутритрубными дефектоскопами 3-х типов (WM, MFL, CD);

4.1.2. На участках со спиральношовными трубами проведение АЭД или внутритрубной диагностики прибором, выявляющим дефекты в спиральных сварных швах;

4.1.3. Устранение всех дефектов ПОР, а также всех дефектов и временных ремонтных конструкций, допустимый срок эксплуатации которых завершается к планируемой дате аттестации и в межаттестационный период;

4.1.4. Проведение комплексного обследования противокоррозионной защиты нефтепровода для определения состояния изоляционного покрытия и работы средств электрохимзащиты в соответствии с ГОСТ Р51164-98. В местах, где состояние изоляции или работа средств электрохимзащиты не соответствует нормативам должна быть проведена шурфовка с обследованием состояния изоляции трубопровода. На всем протяжении обследованного участка нефтепровода должно быть проведено в обязательном порядке измерение защитных потенциалов с помощью выносного электрода сравнения с шагом не более 5 м. По результатам комплексного обследования должны быть установлены причины возникновения и роста коррозии.

Выявленные дефекты должны быть устранены. На выполнение работ по проверке состояния изоляционного покрытия разрабатывается ППР, который должен быть утвержден главным инженером ОАО МН.

4.1.5. Обеспечена работоспособность:

- предохранительных клапанов на приемном трубопроводе на НПС с резервуарным парком;

- систем сглаживания волн давления на промежуточных НПС магистральных нефтепроводов Ø 700 мм и более, предусмотренных проектом нефтепровода.

4.2. Результаты аттестации

4.2.1. Срок, в течение которого гарантируется целостность и безопасная работа нефтепровода (без аварий и инцидентов) при допустимом рабочем давлении, установленном по результатам аттестации, нормативных внутренних и внешних нагрузках;

4.2.2. Расчеты несущей способности линейной части МН;

4.2.3. Величина допустимого рабочего давления на выходе каждой НПС аттестуемого участка нефтепровода;

4.2.4. Срок следующего внутритрубного диагностического обследования участка нефтепровода для каждого типа дефектоскопа (WM, MFL, CD).

4.2.5. Срок следующей АЭД спиральношовных труб или следующего внутритрубного диагностического обследования прибором, выявляющим дефекты в спиральных сварных швах;

4.2.6. Срок следующей аттестации;

4.2.7. Мероприятия по устранению причин возникновения и роста коррозии, утвержденные главным инженером ОАО МН.

4.2.8. Мероприятия по приведению параметров работы нефтепровода в соответствие с проектной величиной по пропускной способности, утвержденные главным инженером ОАО МН и согласованные с ОАО «Гипротрубопровод».

4.3. Основные положения аттестации

4.3.1. Период времени безопасной эксплуатации определяется с даты оформления Свидетельства аттестации линейной части магистрального нефтепровода до срока, указанного в данном Свидетельстве. До этого срока должна быть проведена следующая аттестация нефтепровода.

4.3.2. Расчеты несущей способности трубопровода и допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка МН проводятся по критерию обеспечения нормативного запаса прочности по значениям толщины стенок, определенных при инспекции участка МН внутритрубными дефектоскопами WM, а также данных о механических свойствах основного металла и металла сварных соединений, категорийности участка, раскладке труб по маркам трубных сталей и данных о гидравлических испытаниях. Порядок определения несущей способности трубопровода и допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка МН приведен в разделе 4.5. В случае если несущая способность трубопровода и допустимое рабочее давление на выходе НПС аттестуемого участка МН ниже проектных значений, то в составе документации результатов аттестации ОАО МН совместно с ОАО «Гипротрубопровод» разрабатывает мероприятия по обеспечению проектной пропускной способности нефтепровода.

4.3.3. Определение периодичности диагностики основано на принципе обеспечения безопасной эксплуатации нефтепровода на основе прогнозных оценок развития трещиноподобных дефектов основного металла и сварных швов нефтепровода с учетом фактической цикличности его работы при эксплуатации и коррозионных дефектов с учетом скорости роста коррозии.

4.3.4. Срок проведения диагностики МН каждым типом ВИП рассчитывается в соответствии с порядком, определенным в разделе 4.7.

4.3.5. Состав исходных данных для проведения аттестации приведен в разделах 4.4.2 – 4.4.4 настоящего РД и в Приложениях А1-А9, Е, К.

4.3.6. Порядок проведения аттестации изложен в разделе 4.4.

4.3.7. Порядок оформления результатов аттестации изложен в разделе 6.

4.4. Порядок организации и подготовки данных для аттестации

4.4.1. Порядок организации аттестации.

Аттестацию линейной части МН выполняет ОАО МН совместно с ОАО «Гипротрубопровод». Аттестация линейной части участка МН (собственно трубопровода) проводится в следующем порядке:

1) приказом по ОАО МН назначается:

- рабочая группа для сбора и подготовки исходных данных с назначением ответственных за подготовку и передачу информации;

- аттестационная комиссия, в состав которой включаются представители ОАО «Гипротрубопровод»;

2) выполняется:

- подготовка и анализ исходных данных;

- обработка и анализ данных по цикличности нагружения МН внутренним давлением;

- проверка соответствия проектной и фактической категорийности аттестуемого участка нефтепровода;

- расчет несущей способности линейной части МН;

- расчет допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка;

- оформление документации, подтверждающей безопасную величину допустимого рабочего давления на выходе НПС;

- расчет периодичности проведения внутритрубной диагностики, гидравлических испытаний и АЭД, периода времени до следующей аттестации;

- оформление результатов аттестации и установление периода безопасной (гарантированной) эксплуатации трубопровода.

Расчеты несущей способности, допустимого рабочего давления на выходе НПС, периодичности проведения внутритрубной диагностики, гидравлических испытаний, АЭД и периода времени до следующей аттестации выполняются ОАО МН и ОАО «Гипротрубопровод».

4.4.2. Подготовка исходных данных

Для проведения аттестации участка магистрального нефтепровода ОАО МН подготавливает следующую документацию:

4.4.2.1. Исполнительную документацию по проектированию и строительству МН с изменениями, внесенными при подготовке к аттестации, которая включает в себя:

1) Раскладку труб по толщине стенки, маркам стали, типам труб, включая данные соответствия исполнительной раскладки труб после капремонта с заменой участка, а также после выборочного ремонта с заменой катушек по форме Приложения А3;

2) Исходные данные прочностных характеристик труб аттестуемого участка нефтепровода по форме Приложения А6;

3) Продольный профиль трассы и схема участка МН, утвержденные главным инженером РНУ, в которые внесены дополнения по результатам внутритрубной диагностики по наличию приварных элементов, вантузов, штуцеров отбора давления, врезок, перемычек и т.д.;

4) Значения проектных давлений на выходе НПС по форме Приложения А4;

5) Данные гидравлических испытаний в процессе строительства, реконструкции и капитального ремонта с заменой труб, а также об испытаниях в процессе эксплуатации по форме Приложения А7;

6) Данные за 3 года, предшествующих аттестации, о количестве пусков насосных агрегатов НПС (технологических переключений) на технологических участках и величинах перепадов внутреннего давления на выходе каждой НПС при этих пусках (технологических переключениях) по форме Приложения А1.

4.4.2.2. Данные исполнительной документации по устранению дефектов ПОР, а также дефектов и временных ремонтных конструкций, допустимый срок эксплуатации которых завершается к планируемой дате аттестации и в межаттестационный период, по форме Приложения А5.

4.4.2.3. Фактическая раскладка труб по толщине стенки по результатам обследования ВИП WM и ДДК по форме Приложения Е.

4.4.2.4. Данные по результатам проведения диагностики спиральношовных труб:

а) При наличии спиральношовных труб на аттестуемом МН, на котором не проводилась внутритрубная диагностика прибором, выявляющим дефекты в спиральных сварных швах, проводится АЭД и ДДК. Порядок проведения АЭД приведен в Приложении Л.

б) По данным ДДК проводится расчет допустимого срока эксплуатации труб и сварных швов с выявленными дефектами. Расчет выполняет ОАО ЦТД «Диаскан».

4.4.2.5. Паспорт нефтепровода, в который должны быть внесены:

- толщины каждой секции, определенной по результатам ВТД, а при ее отсутствии по исполнительной документации с учетом замененных участков;

- сведения, предусмотренные п. 4.4.2.1 – 4.4.2.4.

4.4.2.6. Результаты комплексного обследования противокоррозионной защиты нефтепровода:

- данные по обнаруженным дефектам трубопровода и изоляции;

- причины образования и роста коррозии с учетом работы средств ЭХЗ;

- данные по нефтепроводам, расположенным на расстоянии менее 3-х км от электрофицированных железных дорог.

4.4.3 Порядок расчета цикличности нагружения МН

4.4.3.1. За один цикл нагружения МН внутренним давлением принимается включение любого насосного агрегата, либо технологическое переключение на технологическом участке МН, сопровождающееся изменением (перепадом) внутреннего давления на выходе этого агрегата свыше 0,2 МПа. Перепадом внутреннего давления ΔР на выходе НПС при включении агрегата (технологическом переключении) считается разность между давлением после включения насосного агрегата данной НПС (технологического переключения на участке от данной НПС до следующей НПС) и до его включения (технологического переключения), округленная до ближайшего значения, кратного 0,2 МПа. Для определения годовой цикличности нагружения технологического участка МН подсчитывается количество включений всех насосных агрегатов участка (технологических переключений) с равными ΔР за полный календарный год.

Форма сбора и обработки информации о годовой цикличности нагружения МН приведена в Приложении А1.

4.4.3.2. Годовая цикличность нагружения участка МН приводится к эквивалентному нагружению с размахом 2,0 МПа. Приведенная годовая цикличность нагружения участка МН (N_прив.) определяется суммированием по всем величинам перепадов внутреннего давления по формуле:

, (4.1)

где N_i – число включений насосных агрегатов (технологических переключений) с перепадом внутреннего давления на выходе НПС, равным ΔР_i(ΔР_i – в МПа).

4.4.3.3. Прогнозируемая цикличность нагружения участка МН (N_g) принимается равной наибольшей из приведенных годовых цикличностей нагружения за последние 3 года работы. Для резервного трубопровода прогнозируемая цикличность нагружения определяется по нагруженности основной нитки.

4.4.3.4. Данные по прогнозируемой цикличности нагружения, полученные по пп.4.4.3.1 – 4.4.3.3, используются для определения сроков проведения диагностики (см. раздел 4.7) и допустимых сроков эксплуатации труб.

4.4.3.5. В межаттестационный период ОАО МН ежегодно проводит расчет фактической цикличности нагружения технологического участка N_факт, которая вычисляется как приведенная годовая цикличность по пп.4.4.3.1 – 4.4.3.2 за прошедший год.

Если N_факт > N_g , то N_g принимается равным N_факт, определяется суммарная нагруженность технологического участка МН за все прошедшие в межаттестационный период годы эксплуатации N_сумм и проводится корректировка величины времени до следующей диагностики по п.п. 4.7.1.5. Если
N_факт ≤ N_g, корректировка не требуется.

4.4.4. Анализ исходных данных

4.4.4.1. Анализ исходных данных проводит аттестационная комиссия с использованием подготовленных ОАО МН и представленных в комиссию исходных данных для проведения аттестации в соответствии с требованиями раздела 4.4.2, 4.4.3 по форме Приложений А1-А9, Е, К.

4.4.4.2. Анализ исходных данных проводится для получения фактических данных по раскладке труб, категорийности участков, фактическим испытательным давлениям и цикличности нагружения МН внутренним давлением для использования при определении несущей способности трубопровода и допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка и проведения аттестации эксплуатирующегося МН.

4.4.4.3. Анализ исходных данных по аттестуемому участку МН проводится для определения соответствия фактического состояния линейной части требованиям, предъявляемым к линейной части проектом и действующими строительными нормами и правилами на проектирование магистральных трубопроводов.

4.4.4.4. В процессе проведения аттестации МН комиссией анализируются следующие исходные данные:

а) Соответствие значений толщин стенки труб аттестуемого участка МН, заданных по проектной документации, фактическим величинам толщин стенки, определенным по результатам пропуска ВИП WM. Исходными данными для проведения анализа являются данные, полученные по п. 4.4.2 и оформленные в соответствии с приложением А3. Результатом проведенного анализа является совокупность данных по аттестуемому участку о фактических величинах толщин стенки, местоположении труб с измененной толщиной стенки, общем количестве таких труб и общей их протяженности (Приложение Е).

б) Соответствие марок сталей труб, заданных по проектной документации, фактическим маркам сталей по исполнительной документации на строительство, реконструкцию и капитальный ремонт с заменой участка (Приложение А3), выборочный ремонт с заменой катушек труб (Приложение А3). Результатом проведенного анализа является ведомость фактической раскладки труб по маркам сталей с указанием соответствующих сертификатов и прочностных характеристик сталей по ТУ (Приложение А6).

в) Данные по испытаниям аттестуемого участка МН при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте (дата, величина испытательного давления), а также данные испытаний, проведенных в процессе эксплуатации (дата, величина испытательного давления). Результатами анализа по настоящему пункту являются данные, оформленные в виде таблицы по форме Приложения А7.

г) Данные по цикличности нагружения аттестуемого участка МН внутренним давлением, полученные на основе количества пусков насосных агрегатов НПС (технологических переключений) на технологических участках и величине перепадов внутреннего давления на выходе НПС при этих пусках на участке между резервуарными парками. Результатом анализа исходных данных по настоящему пункту является таблица, полученная по п. 4.4.3 и оформленная в соответствии с Приложением А1.

д) Данные АЭД спиральношовных труб, полученные в соответствии с пунктом 4.4.2.4.

е) Данные по категорийности участков аттестуемого МН по исполнительной документации фактической категорийности этих участков на момент аттестации. Исходной информацией для анализа являются данные, представленные в Приложении А2. Фактические данные по категорийности участков используются в разделах 4.5, 4.7, 4.8, 5 настоящего РД.

ж) Данные об устранении всех дефектов ПОР, а также всех дефектов и временных ремонтных конструкций, допустимый срок эксплуатации которых завершается к планируемой дате аттестации и в межаттестационный период, оформленные по форме Приложения А5.

4.4.4.5. Результаты анализа исходных данных оформляются в виде Протокола (по форме Приложений В1 – В3), в котором отражаются результаты работы по п.п. 4.4.4.4 (а – ж.).

4.4.5 Учет категорийности участков при проведении аттестации МН

4.4.5.1. При расчете величины допустимого рабочего давления принимается категорийность (коэффициент условий работы m) данного участка МН, определенная проектом на строительство нефтепровода.

4.4.5.2. На участках МН, категория которых по проекту ниже требуемой по СНиП 2.05.06-85*, сокращается межинспекционный период диагностики (WM, MFL, CD) до приведения участков трубопроводов в соответствие с требованиями СНиП 2.05.06-85*.

4.4.5.3. Расчет периодичности проведения диагностики участков, имеющих категорийность ниже требуемой по СНиП 2.05.06-85*, выполняется в соответствии с разделом 4.7.

Несоответствие между категориями по проекту на строительство нефтепровода и по СНиП 2.05.06-85* учитывается введением коэффициента изменения категорийности К_{изм.кат.} , который определяется по формуле

, (4.2)

где m_проекти m_{треб.СНиП} – коэффициенты условий работы соответственно для проектной и требуемой по СНиП 2.05.06-85* категорийности участка.

При проектной категорийности выше, чем требуется по СНиП 2.05.06-85*, К_{изм.кат.} = 1.

Значения проектной и требуемой по СНиП 2.05.06-85* категорийности принимают по данным ОАО МН (см. Приложение А2).

4.5. Порядок определения допустимого рабочего давления на выходе НПС для участков нефтепровода, прошедших внутритрубную диагностику всеми типами ВИП

Расчет допустимого рабочего давления на выходе НПС выполняется в следующей последовательности:

- выполняется сравнение фактических параметров нефтепровода с проектными;

- выполняются расчеты несущей способности трубопровода по параметрам стенки труб и разрешенного давления по фактическому испытанию на прочность. Толщина стенки определяется по проекту и по данным ВИП;

- выполняется расчет допустимого рабочего давления на выходе каждой НПС технологического участка.

По результатам расчетов должны быть построены эпюры несущей способности по параметрам стенки труб, фактического давления гидравлических испытаний участков МН, разрешенного давления по фактическому гидравлическому испытанию на прочность, а также линии проектного и расчетного гидравлических уклонов.

Секции труб нефтепровода, эпюра несущей способности которых находится ниже линии проектного гидравлического уклона, подлежат замене. До замены секций труб допустимое рабочее давление на выходе НПС должно быть снижено до величины, рассчитанной в соответствии с п.4.5.8.

4.5.1. Порядок проведения сравнения фактических и проектных параметров нефтепровода.

В ходе рассмотрения исходных данных проводится сравнение:

1) фактических параметров линейной части нефтепровода с проектными:

- по толщине стенки,

- по марке стали труб,

- по временному сопротивлению разрыву s_в.

2) фактических параметров гидравлических испытаний линейной части нефтепровода при строительстве, реконструкции или капитальном ремонте требованиям п.4.5.4. настоящего РД.

3) фактических технологических параметров с проектными в части наличия и работоспособности систем сглаживания волн давления на промежуточных НПС, наличия предохранительных клапанов на входе НПС с емкостью.

4.5.2. Сравнение фактических параметров: толщины стенки, марки стали, временного сопротивления разрыву и расчетного нормативного сопротивления с проектными.

4.5.2.1. Для сравнения проектной и фактической толщины стенок в дальнейшем принимаются следующие положения:

- фактическая толщина стенки труб принимается по данным диагностического обследования ВИП WM, ДДК.

- проектная толщина стенки принимается равной толщине стенки, предусмотренной проектом.

Данные определения относятся к толщинам стенок труб, используемым в определении несущей способности трубопровода.

Результаты сравнения фактической толщины стенки труб по данным обследования ВИП WM, ДДК с проектным значением приводятся по форме таблицы приложения Е.

4.5.2.2. Результаты сравнения марки стали по исполнительной документации с проектными значениями приводятся по форме таблицы приложения А3.

4.5.2.3. Временное сопротивление разрыву s_впо проекту сравнивается с величиной, указанной по ТУ или ГОСТ на трубы, которые фактически уложены при строительстве, реконструкции или капитальном ремонте. ТУ или ГОСТ на трубы принимаются по сертификатам исполнительной документации.

4.5.2.4. При несоответствии фактических параметров линейной части нефтепровода проектным выполняется сравнение фактической несущей способности уложенной трубы с несущей способностью трубы, предусмотренной проектом. Расчет несущей способности труб проводится в соответствии с нормативными документами, действующими на момент строительства, реконструкции и капитального ремонта.

4.5.2.5. Результаты расчетов величин несущей способности труб, предусмотренных проектом и фактически уложенных при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте, представляются в графическом виде
(см. рис.4.1).

4.5.3. Расчет несущей способности трубопровода.

4.5.3.1. Несущая способность труб рассчитывается на технологическом участке трубопровода с характеристиками, предусмотренными проектом, и фактически уложенных труб при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте.

4.5.3.2. Для нефтепроводов, построенных в соответствии со СНиП II-Д.10-62, величина несущей способности () определяется по формуле:

, (МПа) (4.3)

где	R₁	–	расчетное сопротивление металла труб, предусмотренных проектом или фактически уложенных, принимается по СНиПу II-Д.10-62 (таблица 6), МПа;
	n	–	коэффициент перегрузки по рабочему давлению в трубопроводе, принимается в соответствии со СНиП II-Д.10-62;
	g	–	номер трубы;
	d_факт	–	толщина стенки труб предусмотренных проектом (принимается по проекту) или фактически уложенных (принимается по данным ВИП WM), мм;
	D_н	–	наружный диаметр трубы, мм;

Категорийность участка нефтепровода принимается по проекту или в соответствии с вышеуказанным СНиПом.

4.5.3.3. Для нефтепроводов, построенных в соответствии со СНиП II-45-75 и СНиП 2.05.06-85*, величина несущей способности () определяется по формуле:

, (МПа) (4.4)

где	g	–		номер трубы;
	d_факт.	–		толщина стенки труб предусмотренных проектом (принимается по проекту) или фактически уложенных (принимается по данным ВИП WM), мм;
	D_н	–		наружный диаметр трубы, мм;
	s_в	–		временное сопротивление разрыву материала каждой g-ой секции труб, указанных в проекте (принимается по ТУ или ГОСТ на трубы). Для труб, фактически уложенных при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте, временное сопротивление разрыву материала принимается по ТУ или ГОСТу, указанным в сертификатах исполнительной документации, МПа;
	m, n, k_н		–	коэффициенты, величины которых задаются по СНиП 2.05.06-85*, при этом категорийность участка нефтепровода для определения коэффициента m принимается по проекту или нормативным документам, действующим на момент строительства;
	k₁		–	принимается по «Инструкции по применению труб газовой и нефтяной промышленности» или СНиП, действующим на момент строительства.

Трубы, несущая способность которых согласно расчетам, больше или равна проектной, считаются проектными.

4.5.4. Сравнение и анализ данных гидравлических испытаний.

4.5.4.1. Данные фактических гидравлических испытаний должны соответствовать условию:

(4.5)

где	–	величина фактического испытательного давления каждой g-той секции трубопровода, МПа;
	–	проектная величина допустимого рабочего давления в каждой g-той секции (точке) участка трубопровода, по эпюре максимальных рабочих давлений, МПа;
	–	коэффициент испытания, характеризующий категорию участка трубопровода.

Для трубопроводов, построенных в соответствии со СНиП III-42-80*, коэффициент испытания принимается равным:

- для участков трубопровода категории «B» – 1,5;

- для участков трубопровода категории «I» или «II» и нижней точки по высотному профилю трассы МН для участков трубопровода категории «III» или «IV» – 1,25;

Для трубопроводов, построенных в соответствии со СНиП III-Д.10-62 или СНиП III-Д.10-72, коэффициент испытания принимается равным:

- для участков трубопровода категории «I»– 1,25;

- для участков трубопровода всех остальных категорий – 1,1.

4.5.4.2. Фактическое испытательное давление в каждой g-той секции труб определяется по формуле:

, (МПа) (4.6)

где	–	величина давления, измеренная манометром при проведении гидроиспытаний, МПа;
	–	плотность воды, принимается равной 1,0 т/м3;
	–	высотная отметка низа g-той секции труб, м;
	–	высотная отметка точки установки манометра при проведении гидроиспытаний, м.

4.5.4.3. Если величины фактические испытательного давления, удовлетворяют условию (4.5), гидравлические испытания считаются соответствующими.

4.5.5. Сравнение состава технологического оборудования НПС с требованиями норм безопасной эксплуатации трубопроводов

4.5.5.1. На НПС должны быть смонтированы и находиться в работоспособном состоянии:

- предохранительные клапаны на приемном трубопроводе на НПС с резервуарным парком;

- системы сглаживания волн давления на промежуточных НПС магистральных нефтепроводов Ø 700 мм и более.

4.5.5.2. При соответствии состава оборудования нормативам и нахождении его в работоспособном состоянии данный параметр считается соответствующим нормам. Факт наличия и работоспособность данного оборудования указывается в Протоколе рассмотрения исходных данных для аттестации линейной части.

4.5.6. Порядок расчета разрешенного рабочего давления секций труб на аттестуемом участке нефтепровода.

4.5.6.1. За разрешенное рабочее давление каждой g-той секции труб () принимается наименьшая величина из несущей способности труб и разрешенного давления по результатам фактического гидравлического испытания на прочность:

(МПа) (4.7)

4.5.6.2. Расчет несущей способности каждой g-той секции труб производится в соответствии с п.4.5.3 по формулам (4.3), (4.4).

4.5.6.3. Разрешенное давление каждой g-той секции труб по результатам фактических гидравлических испытаний на прочность рассчитывается по формуле:

, (МПа) (4.8)

где		–	величина фактического гидравлического испытания g-той секции труб, определенная по формуле (4.6), МПа;
		–	коэффициент испытания, принимается согласно требованиям п.4.5.4. (см. формулу (4.5)).

Для участков трубопровода III (IV) категории, построенных в соответствии со СНиП III-42-80*, разрешенное давление каждой g-той секции труб по результатам фактических гидравлических испытаний на прочность рассчитывается по формуле:

, (МПа) (4.9)

где		–	разрешенное давление по результатам фактических гидравлических испытаний секции трубы в нижней точке по высотному профилю трассы МН, МПа;
	Z_низ	–	высотная отметка низа секции трубы в нижней точке по высотному профилю трассы МН, м;
	Z_g	–	высотная отметка низа g-той секции трубы, м;
		–	плотность воды, принимается равной 1,0 т/м³.

4.5.6.4. Эпюры несущей способности трубопровода для проектных и фактических параметров стенки труб, фактических гидравлических испытаний и разрешенного давления по фактическому испытанию на прочность наносятся на рисунок в метрах нефтяного столба (напор) для сравнения с эпюрой проектных рабочих давлений (см. рис. 4.1).

Расчет величин давлений в метрах нефтяного столба (Н) производится по формуле:

, (МПа) (4.10)

где		–	величина давления, рассчитанная по соответствующей формуле (4.3), (4.4), (4.6), (4.8), (4.9) МПа;
		–	расчетная плотность нефти, принятая по проекту, т/м3.

4.5.7. Определение допустимого рабочего давления на выходе НПС при соответствии всех фактических параметров проектным.

При соответствии проекту и требованиям настоящего РД величин:

- фактической несущей способности нефтепровода,

- фактической величины давления гидравлического испытания,

- состава оборудования и его работоспособности

за допустимое рабочее давление на выходе НПС аттестуемого участка принимается проектное значение и дальнейшие расчеты не производятся. На рисунке эпюры рабочих давлений отображается проектная линия гидравлического уклона.

4.5.8. Определение допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка нефтепровода с непроектными параметрами.

Расчет допустимого рабочего давления производится при любом из следующих условий:

- не соответствие фактической несущей способности участков трубопровода проектным значениям;

- не соответствие фактического давления гидравлического испытания требованиям п.4.5.4 настоящего РД;

- отсутствие на НПС ССВД, предусмотренной проектом.

Допустимое рабочее давление на выходе НПС определяется эпюрой максимальных рабочих давлений для возможных условий эксплуатации, ограниченных разрешенным рабочим давлением секций труб магистрального нефтепровода.

К возможным условиям эксплуатации относится внезапное отключение одной НПС или срабатывание предохранительных клапанов на конечном пункте (НПС с емкостью) при работе последней НПС.

Допустимое рабочее давление на выходе НПС определяется с учетом эксплуатируемых и находящихся в работоспособном состоянии НПС, а также выведенных из эксплуатации.

По допустимому давлению определяется пропускная способность нефтепровода с учетом фактически установленного насосного оборудования магистрального нефтепровода и расчетная пропускная способность линейной части нефтепровода. Расчетная пропускная способность – максимальная величина пропускной способности нефтепровода, рассчитанная по эпюре рабочих давлений.

Сведения о НПС аттестуемого участка магистрального нефтепровода приведены в Приложении А8.

Расчет допустимого рабочего давления на технологическом участке между НПС с емкостью приведен в приложении Ж.

Пример нанесения эпюры рабочих давлений, величины допустимого рабочего давления на выходе НПС и аттестуемом участке представлен на рис.4.1.

4.5.9. Определение пропускной способности аттестуемого участка нефтепровода.

4.5.9.1. Для технологического участка между НПС с емкостью определяется пропускная способность с учетом характеристик фактически установленного насосного оборудования и расчетная пропускная способность, определенная по эпюре рабочих давлений. Пропускная способность нефтепровода определяется для проектных и фактических (среднегодовых) параметров (вязкость, плотность) перекачиваемой нефти. Полученные значения пропускной способности аттестуемого участка магистрального нефтепровода указываются в Протоколе рассмотрения исходных данных и Свидетельстве аттестации.

4.5.9.2. На нефтепроводах, имеющих путевые подкачки, расчет допустимого рабочего давления на выходе НПС и в пунктах подкачки определяется при следующих условиях:

- путевые подкачки фиксированы на уровне заданных независимо от возможных режимов перекачки;

- давление в конце участка между рассматриваемыми НПС принимается аналогично п. Ж.1 приложения Ж;

- расход на выходе НПС при возможном режиме эксплуатации для рассматриваемого участка нефтепровода определяется методом последовательного приближения так, чтобы требуемое давление в каждой g-ой секции трубопровода не превысила ее разрешенного рабочего давления.

4.5.9.3. Расчет пропускной способности магистрального нефтепровода определяется при допустимом рабочем давлении на выходе НПС путем последовательного приближения пропускной способности головного участка нефтепровода от рассматриваемой НПС и заданных значений расхода от путевой подкачки и допустимого рабочего давления на выходе НПС (рис. 4.4) при заданном значении остаточного напора перед конечным пунктом (см. п. Ж.1 приложения Ж).

4.6. Порядок оформления и хранения документации, подтверждающей величину допустимого рабочего давления на выходе НПС

4.6.1. Оформление и хранение документации, подтверждающей безопасность допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка, осуществляется в соответствии с РД-08-183-98 [15].

4.6.2. Документом, подтверждающим величину допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка является "Формуляр подтверждения" (Приложение Б).

4.6.3. "Формуляр подтверждения" оформляется на аттестуемый участок нефтепровода.

4.6.4. Величина допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка, заносимая в "Формуляр подтверждения", определяется в соответствии с действующей нормативно-технической документацией и настоящим РД.

4.6.5. "Формуляр подтверждения" подписывается главным инженером ОАО МН, начальником диспетчерской службы или товарно-транспортного отдела, начальником отдела эксплуатации, начальником отдела промышленной безопасности, главным инженером РНУ.

4.6.6. Копия "Формуляра подтверждения" на объект МН направляется в:

а) территориальный орган Госгортехнадзора России;

б) архив ОАО МН и РНУ.

4.6.7. Документация, подтверждающая величину допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка, вместе с исполнительной, проектной документацией, эпюрами давлений и расчетами на прочность, на основании которых была установлена величина допустимого рабочего давления, должна храниться в отделе эксплуатации и архиве предприятия.

4.6.8. Организация, осуществляющая эксплуатацию объекта МН, должна обеспечить хранение Свидетельства аттестации магистрального нефтепровода на весь срок эксплуатации нефтепровода.

4.7. Расчет периодичности проведения внутритрубной диагностики и срока следующей аттестации

4.7.1. Определение срока очередного обследования участка МН дефектоскопами типа CD, MFL и проведения АЭД спиральношовных труб.

4.7.1.1. Периодичность диагностики дефектоскопами типа CD, MFL и проведения АЭД спиральношовных труб определяется временем роста до предельных значений трещин в трубах аттестуемого участка МН в условиях прогнозируемой цикличности нагружения. Исходными данными для определения периодичности диагностики являются:

· экспериментальные результаты по определению долговечности труб с трещиноподобными дефектами;

· фактическая раскладка труб по толщине стенки и маркам стали;

· данные по прогнозируемой цикличности нагружения аттестуемого участка МН.

4.7.1.2. Для каждой трубы участка магистрального нефтепровода проводится расчет остаточного ресурса Т_А_i (в годах) по формуле:

(4.11)

где	N_min	–	количество циклов развития трещины от ее начального состояния (длина £50 мм, глубина £1,5 мм) до недопустимой по методике [6] глубины, составляющей 70% от толщины стенки трубы при нагружении трубы циклическим давлением с перепадом, равным нормативному давлению по СНиП 2.05.06-85* (определено расчетно-экспериментальным путем и приведено в таблице 4.1);
	N_g	–	прогнозируемая годовая цикличность нагружения участка МН (определяется в соответствии с п. 4.4.3.);
	n_N	–	коэффициент запаса прочности по долговечности. С учетом требований норм [11] n_N = 10;
	k_N_i	–	коэффициент пересчета долговечности, определяемый для каждой трубы в зависимости от отношения перепадов давлений при стендовых испытаниях труб и при прогнозируемой годовой цикличности нагружения и от соответствия проектной и требуемой по СНиП 2.05.06-85* категорийности участка:

, (4.12)

где	К_{изм.кат}	–	коэффициент изменения категорийности (определяется в соответствии с п. 4.4.5);
	DP	–	перепад давления при прогнозируемой годовой цикличности нагружения (DP=2,0 МПа);
	Р_д	–	максимальное давление для трубы при испытаниях на долговечность, МПа, определяется по формуле:

2×d×0,9×s_в

Р_д= ¾¾¾¾¾¾¾¾¾ , (4.13)

n×k₁ ×k_н ×(D_н- 2d)

где	δ	–	толщина стенки трубы, мм;
	D_н	–	наружный диаметр трубы, мм;
	s_в	–	временное сопротивление материала трубы по ТУ или ГОСТ, МПа.
	n	–	коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,1 для нефтепроводов диаметром менее 700мм и равный 1,15 для остальных.
	k₁	–	коэффициент надежности по материалу, определяется по проектной документации, в случае отсутствия по «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» или СНиП, действовавшими на момент строительства, реконструкции и капитального ремонта.
	k_н		коэффициент надежности по назначению трубопровода, равный 1,05 для нефтепроводов диаметром 1220мм и равный 1,0 для остальных.

4.7.1.3. Из значений Т_А_i , определенных по п. 4.7.1.2, выбирается меньшее значение min{Т_А_i}. Период времени до следующей инспекции участка МН дефектоскопами типа CD, MFL и проведения очередной АЭД спиральношовных труб назначается равным min{Т_А_i} минус один год, но не более 6 лет. Дата проведения следующей диагностики участка МН каждым из указанных типов обследования отсчитывается от даты проведения последнего обследования данного типа.

4.7.1.4 Значения периода времени до следующей инспекции участка МН дефектоскопами типа CD, MFL и проведения очередной АЭД спиральношовных труб (величины Т_Аi минус один год) при прогнозируемой годовой цикличности нагружения, представлены в таблице 4.1.

4.7.1.5 В межаттестационный период ОАО МН ежегодно проводит проверку фактической годовой цикличности нагружения технологического участка и при необходимости осуществляет корректировку срока до следующей диагностики (см. п. 4.4.3.5). Вычисление Т_А проводится в соответствии с п.п. 4.7.1.2 – 4.7.1.3, используя при этом в п. 4.7.1.2 следующую формулу:

(4.14)

где параметры N_gи N_сумм определены в соответствии с п.4.4.3.5.

4.7.2. Определение срока очередного обследования участка МН ультразвуковым дефектоскопом типа WM

4.7.2.1 В межаттестационный период на аттестуемом участке МН должна быть проведена диагностическая инспекция ВИП WM.

4.7.2.2 Дата проведения инспекции участка МН дефектоскопом WM назначается из условия, чтобы отчет по результатам инспекции ВИП WM был предоставлен в ОАО МН не позднее чем за 1 год до планируемой даты аттестации МН. При этом периодичность проведения диагностики МН не должна превышать 5 лет, для подводных переходов 3 года.

4.7.3. Определение срока следующей аттестации участка МН

4.7.3.1. Срок до следующей аттестации МН определяется как максимальное из значений расчетных сроков проведения диагностики (внутритрубной инспекции дефектоскопами трех типов и АЭД спиральных швов труб) плюс 1 год.

4.7.3.2. Периодичность любого вида диагностики, назначенная при проведении аттестации, не является постоянной в течение всего межаттестационного периода. После проведенного обследования срок следующего обследования этого типа определяется заново с учетом новых данных по результатам обследования в соответствии с пп.4.7.1 и 4.7.2.

Таблица 4.1

Период до проведения очередной (второй, третьей и т.д.) инспекции ВИП типа CD и MFL

№	Марки стали, используемые на МН АК	Диа-метр трубы,	Толщина стенки трубы,	N_min*	Период до очередной инспекции ВИП “CD“ и “MFL" (в годах) в зависимости от значений годовой цикличности нагружения N_g (цикл/год):
	"Транснефть"	мм	мм		400	500	600	700	800	900	1000	1100	1200	1300	1400	1500	1600	1700	1800	1900	2000
1	17ГС	426	5	3400	6,0	6,0	5,2	4,3	3,6	3,1	2,7	2,4	2,1	1,9	1,7	1,5	1,3	1,2	1,1	1,0	0,9
	17Г1С		6	4200	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,9	5,3	4,8	4,3	3,9	3,6	3,3	3,1	2,8	2,6	2,5
	17Г1С-У		7	4880	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,3	5,0	4,7
	13Г1С-У		8	5470	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
	14ГС		9	6000	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
	15Г2С	530	6,5	3850	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,3	4,7	4,3	3,9	3,5	3,2	3,0	2,7	2,5	2,3	2,2
	10Г2С1(МК)		7	4130	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,2	4,7	4,3	4,0	3,7	3,5	3,2	3,0
	09Г2С		7,5	4400	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,2	4,9	4,5	4,3	4,0
	10Г2СД		8	4650	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,4	5,1
	14ГН		9	5100	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
	17Г2СФ		10	5490	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
		720	7	4400	6,0	6,0	5,5	4,6	3,9	3,3	2,9	2,5	2,2	2,0	1,8	1,6	1,4	1,3	1,2	1,0	0,9
			7,5	4690	6,0	6,0	6,0	5,9	5,0	4,4	3,8	3,4	3,0	2,7	2,5	2,2	2,0	1,8	1,7	1,5	1,4
			8	4960	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	4,9	4,4	3,9	3,6	3,2	2,9	2,7	2,5	2,3	2,1	2,0
			9	5450	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	5,1	4,7	4,3	4,0	3,7	3,5	3,2
			10	5880	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,4	5,1	4,8
			11	6270	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
		820	7	4420	6,0	4,8	3,9	3,2	2,6	2,2	1,9	1,7	1,4	1,2	1,1	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,5
			8	4980	6,0	6,0	6,0	5,3	4,5	3,9	3,4	3,0	2,7	2,4	2,2	2,0	1,8	1,6	1,5	1,3	1,2
			9	5460	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,3	4,8	4,3	3,9	3,5	3,2	3,0	2,7	2,5	2,3	2,2
			10	5900	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,2	4,8	4,4	4,1	3,8	3,6	3,3
			11	6300	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,4	5,0	4,7
		1020	9	5490	6,0	6,0	5,5	4,6	3,9	3,3	2,9	2,5	2,3	2,0	1,8	1,6	1,4	1,3	1,2	1,1	1,0
			10	5940	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	4,9	4,3	3,9	3,5	3,1	2,8	2,6	2,3	2,1	2,0	1,8	1,7
			11	6350	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,4	4,9	4,4	4,1	3,7	3,4	3,2	2,9	2,7	2,5
			12	6700	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	5,1	4,7	4,3	4,0	3,8	3,5
			13	7040	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,4	5,0	4,7
		1220	10	6340	6,0	5,9	4,7	3,9	3,3	2,8	2,4	2,1	1,9	1,6	1,5	1,3	1,1	1,0	0,9	0,8	0,7
			11	6770	6,0	6,0	6,0	5,5	4,7	4,0	3,5	3,1	2,8	2,5	2,2	2,0	1,8	1,7	1,5	1,4	1,3
			12	7160	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	4,8	4,3	3,9	3,5	3,2	2,9	2,6	2,4	2,2	2,1	1,9
			13	7520	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,1	4,6	4,2	3,9	3,6	3,3	3,1	2,9	2,7
			14	7850	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	5,0	4,7	4,3	4,0	3,8	3,5
			15	8150	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,9	5,5	5,1	4,8	4,5
			16	8430	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,9	5,6
2	19Г	530	6,5	3430	6,0	6,0	6,0	5,8	4,9	4,3	3,7	3,3	2,9	2,6	2,4	2,2	2,0	1,8	1,6	1,5	1,4
	19ГС		7	3600	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	4,9	4,3	3,9	3,5	3,2	2,9	2,7	2,5	2,3	2,1	1,9
	18Г2		7,5	3890	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,2	4,7	4,3	3,9	3,6	3,4	3,1	2,9	2,7
			8	4100	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	5,0	4,7	4,3	4,0	3,8	3,5
			9	4470	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,4
			10	4800	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
		720	7	4000	6,0	4,9	3,9	3,2	2,7	2,3	2,0	1,7	1,5	1,3	1,1	1,0	0,9	0,7	0,6	0,6	0,5
			7,5	4180	6,0	6,0	5,0	4,2	3,5	3,0	2,6	2,3	2,0	1,8	1,6	1,4	1,3	1,1	1,0	0,9	0,8
			8	4410	6,0	6,0	6,0	5,3	4,5	3,9	3,4	3,0	2,7	2,4	2,2	1,9	1,8	1,6	1,5	1,3	1,2
			9	4800	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,3	4,7	4,2	3,8	3,5	3,2	2,9	2,7	2,5	2,3	2,1
			10	5200	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	5,2	4,7	4,4	4,1	3,8	3,5	3,3
		820	7	3950	4,5	3,4	2,6	2,1	1,7	1,4	1,2	1,0	0,8	0,7	0,6	0,5	0,4	0,3	0,2	0,2	0,1
			8	4420	6,0	5,6	4,5	3,7	3,1	2,7	2,3	2,0	1,8	1,5	1,4	1,2	1,1	0,9	0,8	0,7	0,7
			9	4820	6,0	6,0	6,0	5,7	4,9	4,2	3,7	3,3	2,9	2,6	2,4	2,1	1,9	1,8	1,6	1,5	1,3
			10	5180	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,4	4,8	4,3	3,9	3,6	3,3	3,0	2,8	2,6	2,4	2,2
			11	5500	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	5,0	4,6	4,3	4,0	3,7	3,4	3,2
3	14ХГС	530	6,5	3560	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,0	4,4	3,9	3,5	3,1	2,8	2,6	2,4	2,2	2,0	1,8	1,7
			7	3700	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	5,0	4,5	4,1	3,7	3,4	3,1	2,9	2,7	2,5	2,3
			7,5	3820	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	5,1	4,7	4,3	4,0	3,7	3,4	3,2	3,0
			8	3920	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,3	4,9	4,6	4,3	4,0	3,7
			9	4080	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,4
			10	4200	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
		720	7	4250	6,0	5,9	4,8	3,9	3,3	2,8	2,5	2,1	1,9	1,7	1,5	1,3	1,2	1,0	0,9	0,8	0,7
			7,5	4400	6,0	6,0	6,0	5,0	4,2	3,6	3,2	2,8	2,5	2,2	2,0	1,8	1,6	1,5	1,3	1,2	1,1
			8	4520	6,0	6,0	6,0	6,0	5,2	4,5	4,0	3,5	3,1	2,8	2,5	2,3	2,1	1,9	1,8	1,6	1,5
			9	4710	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,1	4,6	4,2	3,8	3,5	3,2	3,0	2,7	2,5	2,4
			10	4860	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,3	4,9	4,5	4,2	3,9	3,6	3,4
			11	5000	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	5,3	4,9	4,6
		1020	9	4810	6,0	5,3	4,2	3,5	2,9	2,5	2,1	1,9	1,6	1,4	1,2	1,1	1,0	0,9	0,7	0,7	0,6
			10	4970	6,0	6,0	5,9	4,9	4,1	3,6	3,1	2,7	2,4	2,2	1,9	1,7	1,6	1,4	1,3	1,2	1,1
			11	5110	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	4,8	4,2	3,8	3,4	3,0	2,7	2,5	2,3	2,1	1,9	1,8	1,6
			12	5220	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	4,9	4,4	4,0	3,7	3,3	3,1	2,8	2,6	2,4	2,3
			13	5300	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	5,1	4,7	4,3	4,0	3,7	3,4	3,2	3,0
4	“Ц“	530	6,5	5080	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,2	4,7	4,3	3,9	3,6	3,3	3,0	2,8	2,6	2,4
			7	5280	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	5,0	4,6	4,2	3,9	3,7	3,4	3,2
			7,5	5460	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,3	5,0	4,6	4,3	4,1
			8	5610	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,4	5,0
			9	5860	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
			10	6050	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
		720	7	6070	6,0	6,0	6,0	5,3	4,5	3,9	3,4	3,0	2,7	2,4	2,1	1,9	1,7	1,6	1,4	1,3	1,2
			7,5	6240	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	4,9	4,3	3,8	3,4	3,1	2,8	2,5	2,3	2,1	1,9	1,8	1,6
			8	6430	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,3	4,7	4,2	3,8	3,5	3,2	2,9	2,7	2,5	2,3	2,1
			9	6730	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	5,1	4,7	4,4	4,0	3,8	3,5	3,3
			10	7000	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,3	5,0	4,7
5	16Г2САФ	530	6,5	3190	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	5,0	4,5	4,1	3,8	3,5	3,2	3,0	2,8	2,6
	14Г2САФ		7	3290	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,2	4,8	4,5	4,1	3,9	3,6	3,4
	13Г2АФ		7,5	3380	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	5,2	4,8	4,5	4,2
			8	3450	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,9	5,5	5,2
			9	3560	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
			10	3640	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
			11	3690	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
		720	7	3850	6,0	6,0	6,0	5,6	4,8	4,2	3,7	3,2	2,9	2,6	2,3	2,1	1,9	1,7	1,6	1,4	1,3
			7,5	3950	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,2	4,6	4,1	3,6	3,3	3,0	2,7	2,5	2,3	2,1	1,9	1,8
			8	4040	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	5,0	4,5	4,1	3,7	3,4	3,1	2,9	2,7	2,5	2,3
			9	4190	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,9	5,4	4,9	4,6	4,2	4,0	3,7	3,5
			10	4290	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,4	5,1	4,8
			11	4370	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
			12	4420	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
		820	7	3880	6,0	6,0	4,8	4,0	3,4	2,9	2,5	2,2	1,9	1,7	1,5	1,3	1,2	1,1	0,9	0,8	0,8
			8	4080	6,0	6,0	6,0	6,0	5,2	4,5	4,0	3,5	3,1	2,8	2,5	2,3	2,1	1,9	1,8	1,6	1,5
			9	4230	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,1	4,6	4,2	3,8	3,5	3,2	2,9	2,7	2,5	2,4
			10	4330	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,2	4,8	4,4	4,1	3,8	3,6	3,4
			11	4420	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,9	5,5	5,1	4,8	4,5
			12	4480	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8
		1020	8	4130	6,0	5,2	4,1	3,4	2,9	2,4	2,1	1,8	1,6	1,4	1,2	1,1	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5
			9	4280	6,0	6,0	5,9	4,9	4,2	3,6	3,2	2,8	2,5	2,2	2,0	1,8	1,6	1,4	1,3	1,2	1,1
		1020	10	4400	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,0	4,4	3,9	3,5	3,2	2,9	2,6	2,4	2,2	2,0	1,9	1,7
			11	4490	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,2	4,7	4,3	3,9	3,6	3,3	3,0	2,8	2,6	2,4
			12	4560	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,5	5,0	4,6	4,3	4,0	3,7	3,5	3,2
			13	4610	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,4	5,0	4,7	4,4	4,1
			14	4650	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,8	5,4	5,1
		1220	10	6340	6,0	6,0	6,0	5,7	4,9	4,2	3,7	3,3	2,9	2,6	2,4	2,1	1,9	1,8	1,6	1,5	1,3
			11	6770	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,9	5,2	4,6	4,2	3,8	3,4	3,1	2,9	2,7	2,4	2,3	2,1
			12	7160	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,6	5,1	4,7	4,3	4,0	3,7	3,4	3,2	3,0
			13	7520	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,7	5,3	4,9	4,6	4,3	4,0
			14	7850	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	5,9	5,5	5,2
			15	8150	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
			16	8430	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0

* N_min – количество циклов работы нефтепровода до развития трещины до критических размеров (по результатам циклических испытаний) для расчета остаточного ресурса и периодичности диагностики

4.8 Расчет допустимого срока эксплуатации труб и сварных швов с дефектами

4.8.1. По результатам инспекций каждым типом ВИП и АЭД спиральных швов проводятся расчеты допустимого срока эксплуатации труб и сварных швов с дефектами.

4.8.2. Расчеты допустимого срока эксплуатации труб аттестуемого участка МН с расслоениями и сварных швов с дефектами проводятся по ОСТ [17] .

4.8.3. Допустимый срок эксплуатации труб аттестуемого участка МН с коррозионными дефектами, выявленными ВИП MFL, определяется временем перехода этих дефектов в категорию ПОР при достижении глубины дефекта 50% от толщины стенки трубы [4].

4.8.3.1. Исходными данными для определения допустимого срока эксплуатации являются:

· глубина коррозионных дефектов (Технический отчет по обследованию участка МН магнитным дефектоскопом MFL);

· фактическая раскладка труб по толщине стенки, диаметру труб и материалам (Технический отчет по обследованию участка МН ультразвуковым дефектоскопом типа WM);

· данные по скоростям роста коррозионных дефектов (Технический отчет по обследованию участка МН магнитным дефектоскопом MFL) или средняя скорость коррозии, полученная на основе данных повторных инспекций ряда участков МН ультразвуковым дефектоскопом типа WM (см. Приложение Д);

4.8.3.2. Расчет остаточного ресурса Т_Вi (в годах) трубы с i-ым коррозионным дефектом по критерию достижения глубины дефекта 50% от толщины стенки трубы проводится по формуле:

, (4.15)

где	δ	—	фактическая толщина стенки трубы, мм;
	d	—	глубина i-го коррозионного дефекта, мм;
	V_корр		скорость роста i-го коррозионного дефекта (см. п.4.8.3.1), мм/год;
	n_корр		коэффициент запаса (n_корр= 1,3 см. Приложение Д);
	К_{изм.кат}		коэффициент изменения категорийности (определяется в соответствии с пунктом 4.4.5.).

4.8.3.3. Допустимый срок эксплуатации трубы с i-ым коррозионным дефектом определяется суммированием к дате проведения последней инспекции участка МН дефектоскопом MFL величины остаточного ресурса Т_Вi. Для труб с дефектами, допустимый срок эксплуатации которых завершается к моменту проведения следующей аттестации, составляется график ремонта.

4.8.4. Допустимый срок эксплуатации труб аттестуемого участка МН с коррозионными дефектами, выявленными ВИП WM, определяется временем перехода этих дефектов в категорию ПОР путем перехода в «опасные» дефекты по методике [5] или достижения глубины дефекта 50% от толщины стенки трубы [4].

4.8.4.1. Исходными данными для определения допустимого срока эксплуатации являются:

– геометрические параметры коррозионных дефектов – глубина, расчетная длина, расчетная площадь (Технический отчет по обследованию участка МН ультразвуковым дефектоскопом типа WM);

– фактическая раскладка труб по толщине стенки, диаметру труб и материалам (Технический отчет по обследованию участка МН ультразвуковым дефектоскопом типа WM);

– данные по скоростям роста коррозионных дефектов (Технический отчет по обследованию участка МН ультразвуковым дефектоскопом типа WM) или средняя скорость коррозии, полученная на основе данных повторных инспекций ряда участков МН (см. Приложение Д);

4.8.4.2. При наличии данных повторной инспекции расчет допустимого срока эксплуатации труб проводится только для тех коррозионных дефектов, у которых зафиксирован рост (Технический отчет по обследованию участка МН ультразвуковым дефектоскопом типа WM). При отсутствии данных повторной инспекции расчет допустимого срока эксплуатации труб проводится для всех коррозионных дефектов.

4.8.4.3. Расчет остаточного ресурса Т_Вi(1) (в годах) трубы с i-ым коррозионным дефектом по критерию достижения глубины дефекта 50% от толщины стенки трубы проводится по формуле:

, (4.16)

где	δ		фактическая толщина стенки трубы, мм;
	d		глубина i-го коррозионного дефекта, мм;
	V_корр	—	скорость роста i-го коррозионного дефекта (см. п.4.8.3.1), мм/год;
	n_корр	—	коэффициент запаса (n_корр= 1,3 см. Приложение Д);
	К_{изм.кат}		коэффициент изменения категорийности (определяется в соответствии с пунктом 4.4.5.);

4.8.4.4. Расчет остаточного ресурса Т_Вi(2) (в годах) трубы с i-ым коррозионным дефектом по критерию перехода коррозионного дефекта в категорию "опасных" по методике [5] проводится по формуле:

, (4.17)

где	δ	—	фактическая толщина стенки трубы, мм;
	L_расч	—	расчетная длина i-го коррозионного дефекта, мм²;
	S_расч	—	расчетная площадь i-го коррозионного дефекта, мм²;
	V_корр	—	скорость роста i-того коррозионного дефекта (см. п.4.8.3.1), мм/год;
	n_корр	—	коэффициент запаса (n_корр= 1,3 см. Приложение Д);
	К_{изм.кат}		коэффициент изменения категорийности (определяется в соответствии с пунктом 4.4.5.);

, (4.18)

где D_н– наружный диаметр трубы, мм;

, (4.19)

где s_в – временное сопротивление материала трубы по ТУ или ГОСТ, МПа;

s_0,2 – предел текучести материала трубы по ТУ или ГОСТ, МПа;

n₂ - коэффициент запаса (n₂= 1,05 для труб диаметром 1220мм, если А > 4. В остальных случаях n₂= 1,0).

В случае отсутствия данных по расчетной площади S_расчи расчетной длине дефекта L_расчони определяются по формулам:

L_расч = L

(4.20)

где L – длина i-го коррозионного дефекта, мм;

d - глубина i-го коррозионного дефекта, мм.

4.8.4.5. Допустимый срок эксплуатации трубы с i-ым коррозионным дефектом определяется суммированием к дате проведения последней инспекции участка МН дефектоскопом WM меньшего значения из величин остаточного ресурса Т_Вi(1) и Т_Вi(2).

5. Аттестация участков нефтепроводов с ограниченными возможностями проведения внутритрубной диагностики

5.1. Общие положения

К трубопроводам с ограниченными возможностями проведения внутритрубной диагностики относят нефтепроводы с подкладными кольцами на кольцевых поперечных стыках, имеющие участки с различными проходными сечениями труб, трубопроводы малого диаметра необеспеченные ВИП соответствующего диаметра, и др.

5.1.1. Объектом аттестации является линейная часть магистрального нефтепровода, расположенная между двумя соседними резервуарными парками.

5.1.2. Аттестация проводится ОАО МН. Проведение расчетов допустимых рабочих давлений, согласно настоящему РД, и оформление документации по результатам аттестации проводится совместно ОАО МН и ОАО «Гипротрубопровод». Аттестация технологических участков, эксплуатируемых несколькими смежными ОАО МН, выполняется и представляется совместно этими ОАО МН и ОАО «Гипротрубопровод».

5.2. Порядок организации и подготовки данных для аттестации магистральных нефтепроводов

5.2.1. Порядок должен соответствовать разделу 4.4 настоящего РД.

5.2.2. Данные по толщине стенки труб, марки стали, принимаются по исполнительной документации. Местоположение примененных ремонтных конструкций в процессе эксплуатации принимается по данным паспорта на МН, исполнительной документации, результатам анализа методов ремонта участков на которых происходили аварии.

5.2.3. Данные по коррозийным дефектам принимаются по результатам обследования в соответствии с п. 5.3.3.6 настоящего РД, данные по их ремонту в соответствии с актами и исполнительной документацией на ремонт.

5.3. Подготовка к аттестации участков нефтепроводов с ограниченными возможностями проведения внутритрубной диагностики

5.3.1. Трубопроводы с ограниченными возможностями проведения внутритрубной диагностики должны быть подготовлены к аттестации в результате которой нефтепроводы должны работать с проектными характеристиками по пропускной способности и рабочему давлению.

5.3.2. При подготовке трубопровода к аттестации должны быть разработаны мероприятия с указанием объемов выполняемых работ, сроков и ответственных за исполнение. Указанные мероприятия подписывают начальник отдела эксплуатации ОАО МН, главный механик ОАО МН, главный энергетик, главный инженер РНУ и утверждает главный инженер ОАО МН.

5.3.3. Подготовка осуществляется в следующем порядке:

5.3.3.1. Должен быть выполнен расчет несущей способности трубопровода в соответствии с требованиями п.4.5.3 настоящего РД. В расчете фактическая толщина стенки труб принимается по данным диагностического обследования ВИП WM, а для нефтепроводов, где не может быть проведена внутритрубная диагностика, толщина стенки принимается по исполнительной документации, при этом, минусовой допуск на толщину стенки труб не учитывается.

5.3.3.2. Секции труб нефтепровода, эпюра несущей способности которых находится ниже линии проектного гидравлического уклона, должны быть заменены.

5.3.3.3. Должны быть определены по исполнительной документации и заменены трубы, изготовленные по ТУ 14-3-602-77 и из сталей марок 14ХГС, 19Г и «Ц», у которых истекает допустимый срок эксплуатации, определенный в соответствии с Приложением П.

5.3.3.4. Должны быть заменены участки на переходах через реки, железные дороги и автодороги с твердым покрытием или проведено комплексное диагностическое обследование внутритрубными дефектоскопами 3-х типов (WM, MFL, CD).

5.3.3.5. Должны быть устранены все дефекты ПОР, а также все дефекты и временные ремонтные конструкции, допустимый срок эксплуатации которых завершается с планируемой даты аттестации МН и межаттестационный период (Приложение А5);

5.3.3.6. Должно быть проведено комплексное обследование противокоррозионной защиты нефтепровода для определения состояния изоляционного покрытия и работы средств электрохимзащиты в соответствии с ГОСТ Р51164-98.

В местах, где состояние изоляции или работа средств электрохимзащиты не соответствует нормативам должна быть проведена шурфовка с обследованием состояния изоляции трубопровода. На всем протяжении обследованного участка нефтепровода должно быть проведено в обязательном порядке измерение защитных потенциалов с помощью выносного электрода сравнения с шагом не более 5 м. По результатам комплексного обследования должны быть установлены причины возникновения коррозии и разработаны мероприятия по ремонту дефектов и исследованию причин образования и роста коррозии. Мероприятия должны быть утверждены главным инженером ОАО МН.

Выявленные дефекты должны быть устранены. На выполнение работ по проверке состояния изоляционного покрытия разрабатывается ППР, который утверждается главным инженером ОАО МН.

5.3.3.7. Должна быть обеспечена работоспособность предохранительных клапанов на приеме НПС с резервуарным парком и ССВД на промежуточных НПС для нефтепроводов Æ700 мм и более, предусмотренных проектом нефтепровода.

5.3.3.8. На нефтепроводах должна быть выполнена АЭД. Порядок нагружения трубопровода при проведении АЭД приведен в Приложении Л. Выявленные при этом дефекты, соответствующие категории ПОР, должны быть устранены. На проведение АЭД разрабатывается проект производства работ (ППР), который согласовывается с региональным округом Госгортехнадзора РФ и утверждается главным инженером ОАО МН.

5.3.3.9 Должны быть проведены гидравлические испытания трубопровода. Расчет величины испытательного давления проводится в соответствии с п.5.4 настоящего РД. При проведении гидравлических испытаний должны быть обеспечены режимы нагружения МН избыточным внутренним давлением в соответствии с п.5.5 настоящего РД. На проведение гидравлических испытаний разрабатывается ППР.

ППР разрабатывается ОАО МН совместно с ОАО «Гипротрубопровод», подписывается главным инженером ОАО «Гипротрубопровод», начальником отдела эксплуатации ОАО МН, начальником отдела экологической безопасности ОАО МН и главным инженером РНУ (УМН), на участке которого проводятся данные работы. ППР согласовывается с региональным округом Госгортехнадзора РФ и утверждается главным инженером ОАО МН.

5.3.4. По итогам выполненных мероприятий проводится анализ полученных результатов работ и устанавливается допустимое рабочее давление на выходе НПС в соответствии с п.5.6

5.3.5. По итогам аттестации оформляется Свидетельство, Протокол и Формуляр в соответствии с порядком, определенным в разделе 6.

5.3.6. Участки нефтепровода, испытанные со сниженным испытательным давлением подлежат переукладке. ОАО МН в течение 10 суток после завершения гидравлических испытаний разрабатывает и представляет в ОАО «АК «Транснефть» мероприятия по замене участка нефтепровода, испытанного со сниженным испытательным давлением, с указанием срока замены трубопровода.

5.3.7. Для проведения аттестации назначается аттестационная комиссия в соответствии с разделом 4.4.1. настоящего РД.

5.4. Порядок определения испытательного давления для гидравлических испытаний участка нефтепровода

5.4.1. Величина испытательного давления в нижней и верхней точке участка должна соответствовать требованиям СНиП III-42-80* и рассчитываться исходя из проектной величины рабочего давления и категории участка трубопровода.

Для нижней точки испытываемого участка расчет проводится по формуле:

(МПа) (5.1)

где		—	фактическая толщина стенки трубы принимается по исполнительной документации с учетом минусового допуска. Минусовой допуск на толщину стенки для труб с коэффициентом надежности по материалу согласно СНиП 2.05.06-85*, равным 1,34, составляет 5% от номинальной толщины стенки, для остальных - определяется по техническим условиям на изготовление труб и листа или может быть принят равным 0,8 мм;
	Dн	—	номинальный наружный диаметр трубы, мм;
	R	—	расчетное значение напряжения, которое определяется по формуле:

(5.2)

где k -	коэффициент, устанавливающий величину испытательного давления при гидравлических испытаниях, k = 0,8 для бесшовных труб и k = 0,95 - для всех остальных труб;
-	нормативный предел текучести стали трубы, принимается по ТУ или ГОСТ на трубы. ТУ или ГОСТ указанным в сертификатах по исполнительной документации, МПа.

5.4.2 Испытательное давление в высшей точке профиля трассы назначается согласно СНиП III-42-80* для участков категории В – не менее 1,5 Р раб, для участков I, II категории –не менее 1,25 Р раб, для участков III, IV категории – не менее 1,1 Р раб, (Р раб – проектное рабочее давление трубопровода). Категории участков принимаются в соответствии с СНиП 2.05.06-85*.

5.4.3. Величина давления гидравлических испытаний в каждой g-той секции (точке) участка трубопровода (Р _исп._g ) должна быть не менее * к_{исп ,}

где - проектная величина допустимого рабочего давления в каждой g-той секции (точке) участка трубопровода, по эпюре максимальных рабочих давлений, МПа;

- коэффициент испытания, характеризующий категорию участка трубопровода и принимается равным:

- для участков трубопровода категории «B» – 1,5;

- для участков трубопровода категории «I» или «II» - 1,25;

- для участков трубопровода категории «III» или «IV» – 1,1.

Величина давления гидравлических испытаний в каждой g-той секции (точке) участка трубопровода должна быть не более заводского испытательного давления.

5.5. Проведение гидравлических испытаний аттестуемого участка нефтепровода

5.5.1. Гидравлические испытания состоят из проверки на прочность и проверки на герметичность участка МН. Проверка на прочность проводится увеличением давления до испытательного уровня (), выдержкой его в течение 24 часов и снижении до уровня рабочего давления (). Проверка на герметичность заключается в выдержке давления на уровне рабочего давления () в течение 12 часов.

График давления при гидравлических испытаниях участка МН показан на рисунке 5.1.

Рис. 5.1. График давления участка МН при гидравлических испытаниях

5.5.2. При нарушении герметичности трубопровода с выходом опрессовочной жидкости (повреждении) в процессе гидравлических испытаний проводится ремонт поврежденных участков, после чего испытания проводятся повторно с полным испытательным циклом.

Повреждения трубопровода, произошедшие одновременно на разных участках, следует считать за одно повреждение.

После 3-х повреждений трубопровода определяются границы, на которых происходили нарушения. Эти участки трубопровода испытываются отдельно при давлении, которое снижается на 5 % от величины испытательного давления, определенного в соответствии с п. 5.4 настоящего РД.

Отдельный испытательный участок – это участок трубопровода, ограниченный крайними точками повреждений и(или) точками изменения толщины стенки трубопровода в сторону увеличения.

Определение допустимого рабочего давления

на выходе НПС

5.6.1. При соответствии несущей способности трубопровода проектной величине и соответствии фактического испытательного давления расчетной величине по п.5.4 допустимое рабочее давление на выходе НПС устанавливается равное проектному значению.

5.6.2. При несоответствии фактической величины испытательного давления расчетному значению по п.5.4 расчет допустимого рабочего давления на выходе НПС и пропускной способности аттестуемого участка выполняется в следующем порядке:

– выполняется расчет разрешенного рабочего давления секций труб на аттестуемом участке нефтепровода в соответствии с п.4.5.6 настоящего РД;

– выполняется расчет допустимого рабочего давления на выходе НПС на технологическом участке в соответствии с п.4.5.8 настоящего РД.

5.6.3. Оформление и хранение документации, подтверждающей безопасность допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка, осуществляется в соответствии с разделом 7 настоящего РД.

5.7. Определение срока проведения очередной аттестации МН

5.7.1. Периодичность проведения аттестации нефтепроводов с ограниченными возможностями внутритрубной диагностики устанавливается не реже чем 1 раз в 8 лет.

5.7.2. При аварии или инциденте на нефтепроводе, произошедшими в межаттестационный период по причине нарушения целостности трубопровода при нормативных внешних и внутренних нагрузках, проводится их расследование с привлечением специализированной организации, имеющей лицензию на соответствующий вид деятельности. В срок 5 суток ОАО МН должны быть разработаны мероприятия по устранению на всем протяжении аттестованного участка нефтепровода причин, которые привели к аварии или инциденту. Мероприятия должны быть согласованы со специализированной организацией, участвующей в расследовании, с региональным органом Госгортехнадзора РФ и утверждены главным инженером ОАО МН.

С момента возникновения аварии или инцидента до реализации указанных мероприятий ОАО МН должно обеспечить режим работы нефтепровода без превышения величины давления, при котором произошло повреждение.

6. Оформление результатов аттестации

6.1. На основании рассмотрения исходных данных и результатов расчетов по разделам 4.4, 4.5, 4.6, 4.8 и 5, представленных рабочей группой, комиссия оформляет «Протокол рассмотрения исходных данных для аттестации линейной части магистрального нефтепровода», который служит основанием для принятия решения об оформлении Свидетельства аттестации МН. К Протоколу прилагаются исходные данные и результаты расчетов по разделам 4.4, 4.5, 4.6, 4.8 и 5, оформленные в соответствии с приложениями настоящего РД.

Форма «Протокола рассмотрения исходных данных…» приведена в Приложениях В1-В2.

6.2. На основании Протокола аттестационная комиссия оформляет "Свидетельство аттестации магистрального нефтепровода". К Свидетельству прилагаются "Протокол рассмотрения исходных данных…" и "Формуляр подтверждения", оформленный в соответствии с разделом 4.6.

Форма "Свидетельства…" приведена в Приложениях Г1-Г2.

6.3. Протокол и Свидетельство аттестации МН утверждаются генеральным директором ОАО МН и представляются в АК «Транснефть».

Для аттестуемых участков МН, эксплуатируемых смежными ОАО МН Протокол и Свидетельство аттестации МН утверждаются генеральными директорами соответствующих ОАО МН.

6.4. Оформление и хранение документации, подтверждающей величину допустимого рабочего давления на выходе НПС, осуществляется в соответствии с разделом 7 настоящего РД.

Приложение А1

ОАО МН: наименование

Нефтепровод: наименование

Участок: наименование

Данные по цикличности нагружения участка нефтепровода за ____ год

(количество включений каждого магистрального насосного агрегата НПС

с определенным перепадом рабочего давления на выходе НПС)

НПС	Количество включений насосных агрегатов с перепадом внутреннего давления ΔР (МПа), равным:
	0,2	0,4	0,6	0,8	1,0	1,2	1,4	1,6	1,8	2,0	2,2	и т.д.
<название>
<название>
<название>
<название>
ИТОГО

ΔР на выходе НПС определяется разностью между давлением после включения агрегата данной НПС и до его включения (либо технологического переключения) и округляется до ближайшего значения, кратного 0,2 МПа. Приведенная годовая цикличность нагружения участка МН (N_прив.) определяется суммированием по всем величинам перепадов внутреннего давления по формуле:

где N_i – число включений насосных агрегатов (технологических переключений) с перепадом внутреннего давления на выходе НПС, равным ΔР_i(ΔР_i - в МПа).

Приведенная годовая цикличность нагружения участка МН за ____ год N_прив.= _______

Начальник отдела эксплуатации ОАО МН __________________/ФИО/

Ответственный исполнитель _____________________________/должность ФИО/

Приложение А2

Таблица данных

по категорийности аттестуемого участка нефтепровода

ОАО МН : наименование

Нефтепровод : наименование

Участок : наименование

Диаметр : значение

Проектное максимальное давление на выходе НПС : значение, МПа

Дистанция, км/пк		Категория Участка		Назначение участка н/п	Коэффициент условий работы трубопровода		Заключение о соответствии категории
начало	конец	проектная	Требуемая по таб.3* СНиП 2.05.06-85*		m_проект	m_{треб.СНиП} по таб.1 СНиП 2.05.06-85*
*0/…*	*5,500/…*	III	III	трасса	*0.9*	*0.9*	соответствует
*5,500/…*	*6,500/…*	II	II	*переход через болото* *I типа*	0.75	0.75	соответствует
*6,500/…*	*7,500/…*	I	I	участок L=1000 м от границы ГВВ 10%-ной обеспеченности	0.75	0.75	*соответствует*
*7,500/…*	*8,000/…*	I	I	пойма реки по ГВВ10%-ой обеспеченности	0.75	0.75	*соответствует*
*8,000/…*	*8,500/…*	В	В	*п/п через реку* *«название» - русловая часть и прибрежные участки*	0.6	0.6	*соответствует*
*8,500/…*	*8,900/…*	I	I	пойма реки по ГВВ10%-ой обеспеченности	0.75	0.75	*соответствует*
*8,900/…*	*9,900/…*	I	I	участок L=1000 м от границы ГВВ 10%-ной обеспеченности	0.75	0.75	*соответствует*
*9,900/…*	*27,510/…*	*III*	*III*	трасса	0.9	0.9	*соответствует*
*27,510/…*	*27,535/…*	*III*	*III*	*а/д «название» -* *«название», категория*	0.9	0.9	*соответствует*
*27,535/…*	*31,000/…*	*III.*	*III.*	трасса	0.9	0.9	*соответствует*
*31,000/…*	*31,120/…*	*III*	I	*ж/д «название» -* *«название»-*	0.9	0.75	не соответствует
*31,120/…*	*35,000/…*	*III*	II	коридор нефтепроводов	0.9	0.75	*не соответствует*
*35,000/…*	*35,600/…*	*III*	*I б*/п	Выше насе-ленного пункта «название» при расстоянии до него до 1000 м	0.9	0.75	*не соответствует*

Начальник отдела эксплуатации ОАО МН __________________/ФИО/

Ответственный исполнитель _______________________/должность ФИО/

Приложение А3

ТАБЛИЦА

раскладки труб аттестуемого участка нефтепровода

ОАО МН : наименование

Нефтепровод : наименование

Участок : наименование

Диаметр : _значение___

Период строительства : дата- дата_

Дистанция,

км/пк

Номинальная толщина стенки, мм

Марка стали

Тип трубы

Заключение

о соответствии

проекту

Причины несоответствия фактической раскладки исполнительной док-ции

ТУ, завод-изготовитель

Начало

конец

проект

факт

после ремонта I

после ремонта II

проект

факт

после ремонта I

после ремонта II

проект

факт

после ремонта I

после ремонта II

Дата

175,0584/ 236+00

175,0595/235+89

17Г1С ЧМТУ-1-655-69, Орско-Халиловский комбинат

17Г1С-У ТУ 14-1-1950-89, Орско-Халиловский комбинат

Прямошовная ЧТПЗ, ЧМТУ-3-225-69

Прямошовная ЧТПЗ,ТУ 14-3-1698-90

Допускается

28.10.00

55993/ 695+93

57579/ 711+79

14,5

14,5 (12)

17Г1СУ ТУ 14-1-1950-77

Прямошовная ЧТПЗ, ТУ 14-3-602-77

Соответствует (не соответсвует)

(уложена при стоительстве)

Начальник отдела эксплуатации ОАО МН __________________/ФИО/

Ответственный исполнитель _______________________/должность ФИО

Приложение А4

Таблица данных по значениям проектных давлений на выходе НПС

аттестуемого участка нефтепровода

ОАО МН : наименование

Нефтепровод : наименование

Участок : наименование

Диаметр : значение

№ п/п	Наименование НПС	Место определения давления	Дистанция, км/пк	Рабочее давление по проекту, МПа	Проектная пропускная способность нефтепровода, млн.т/год
1.	НПС "А"	На выходе	0	5,5
		-
2.	НПС "Б"	На выходе	80	4,5
		-
3.	НПС "В"	На выходе	160	4,0
		-
4.	Пункт приема	-	240	3,5

Начальник отдела эксплуатации ОАО МН __________________/ФИО/

Ответственный исполнитель _______________________/должность ФИО/

Приложение А5

Таблица данных по устранению дефектов и временных ремонтных конструкций на аттестуемом участке нефтепровода

ОАО МН : наименование

Нефтепровод : наименование

Участок : наименование

Подлежало устранению к проведению аттестации:

- временных ремонтных конструкций: _количество___

- дефектов: _количество___

№ п/п	№ дефекта, ремонтной конструк-ции	Описание дефекта, обозначение ремонтной конструкции	Дистан-ция, м	Допустимый срок эксплуатации, месяц/год	Фактическая дата устранения, месяц/год
1.		В1	10000	05.10.2001	09/2000
2.		В2	20000	20.09.1999	04/1999
3.		В1	40000	10.06.2001	05/2001
4.	1056	Несплошность пл. типа	10216	01/2002	11/2002
5.	10051	Смещение	21892	03/2001	01/2001
6.	1264	Потеря металла	46511	08/2001	04/2001
7.	1345	Расслоение с ВНП	34330	07/2001	02/2001
8.	АЭД11	Несплошность пл. типа	7750	05/2002	02/2002
	…	…	…	…	…
	…	…	…	…	…
	…	…	…	…	…
	…	…	…	…	…

Начальник отдела эксплуатации ОАО МН __________________/ФИО/

Ответственный исполнитель ______________________/должность ФИО/

Приложение А6

Таблица исходных данных по сертификатам и другим нормативным документам прочностных характеристик материалов труб аттестуемого участка нефтепровода

ОАО МН : наименование

Нефтепровод : наименование

Участок : наименование

Диаметр : значение

Используемые марки сталей : обозначения

№ п/п	Марка стали*	Завод-изготовитель, номер ТУ*	Характеристики металла труб
№ п/п	Марка стали*	Завод-изготовитель, номер ТУ*	Временное сопротивление разрыву, МПа (кгс/мм²)**	Предел текучести, МПа (кгс/мм²)**	Значение коэффициента надежности по материалу k₁*******
1	17Г1С-У	Челябинский ТПЗ ТУ-14-3-602-77	510 (52)	363 (37)	1,47
2	16Г2САФ	Новомосковский ТЗ ТУ-14-3-602-77	588 (60)	412 (42)	1,47
3	17Г2СФ	Волжский ТЗ ТУ-14-3-721-78	588 (60)	412 (42)	1,4
4	14ХГС	Харцызский ТЗ ТУ-14-3-602-77	490 (50)	343 (35)	1,4
5	13Г1С-У	Челябинский ТПЗ ТУ-14-3-1698-90	540 (55)	390 (40)	1,47
6	17Г1С	Волжский ТЗ ТУ-1104-138100-357-02-95	510 (52)	363 (37)	1,4

*- определяется по сертификату на трубы

**- определяется по ТУ или ГОСТ на трубы

***-определяется по проектной документации, в случае отсутствия по «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» или СНиП, действовавшими на момент строительства, реконструкции и капитального ремонта.

Начальник отдела эксплуатации ОАО МН __________________/ФИО/

Ответственный исполнитель _______________________/должность ФИО/

Приложение А7

Таблица данных по гидроиспытаниям,

проводившимся на аттестуемом участке нефтепровода

ОАО МН : наименование

Нефтепровод : наименование

Участок : наименование

Диаметр : значение

Проектное максимальное давление на выходе НПС : значение, МПа

Дата ввода в эксплуатацию : месяц, год

Испытательные давления при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте						Давления при испытаниях в процессе эксплуатации
Участок, км			Установка манометра			Дата	Участок, км		Установка манометра
Начало	Конец		км	Отметка, м	Показания манометра, МПа	Дата	Начало	Конец	км	Отметка, м	Показания манометра, МПа
0	18		0	60	7,0	05.1998	0	8	0	60	6,5
18	35		20	70	6,2	07.1994	30	35	32	30	5,7
35	47		40	30	5,9	-	-	-
47	87		47	50	5,9	-	-	-
87	98.4		90	90	6.1	-	-	-
98.4	121		100	40	6,5	-	-	-
121	159		140	25	6,5	-	-	-
159	164		159	55	6,5	-	-	-
164	190		180	80	6,1	-	-	-
190	214		200	100	6,2	08.2000	200	214	200	80	5,7
214 - 216 Русло реки (название) и прилегающие прибрежные участки (основная нитка)					I предва-рительный этап - 7,2 II предва-рительный этап – 7,2	-	-	-
*216*		*245*	*6,2*			-	-	-	-

Начальник отдела эксплуатации ОАО МН __________________/ФИО/

Ответственный исполнитель ______________________ /должность ФИО/

Приложение А8

Сведения о НПС *) аттестуемого участка МН

Наименование		НПС «__________»	НПС «_________»	НПС «_________»
Год ввода в эксплуатацию
Проектная пропускная способность, млн.т/год
Проектное давление, МПа (кгс/см²)
Состояние (в работе / выведена из эксплуатации, отключена)
Наличие резервуарного парка
Наличие предохранительных клапанов	По проекту
	Фактически
	В работоспособном состоянии
Наличие ССВД	По проекту
	Фактически
	В работоспособном состоянии

*) в примечании отметить допустимое рабочее давление на входе НПС с емкостью, если оно менее 120 м (1,0 МПа) по ограничениям, связанным с условиями эксплуатации.

Приложение А9

Результаты расчета количества спиральношовных труб, которые должны быть подвергнуты АЭД

Наименование нефтепровода	Участок (от НПС до НПС)	Длина участка, км	Длина спиральношовных труб для проведения АЭД (общая длина на участке), км

Начальник отдела эксплуатации ОАО МН __________________/ФИО/

Ответственный исполнитель ______________________ /должность ФИО/

Приложение Б

ФОРМУЛЯР ПОДТВЕРЖДЕНИЯ

величины допустимого рабочего давления на НПС

Линейная часть магистрального трубопровода

Эксплуатирующая организация…………………….……

Название трубопровода……………………………………

Дата оформления ……………… Формуляр №…… на стр.………….

Формуляра………………

Линейную часть магистрального трубопровода на участке от НПС ___ до НПС ___ разрешается эксплуатировать при следующих величинах допустимого рабочего давления

Участок линейной части магистрального трубопровода, км подкачки					Величина допустимого рабочего давления на выходе НПС, (МПа)	Допустимое рабочее давление в точках путевых подкачек, МПа	Проходящее давление, МПа
от км/ ПК	до км/ ПК	Наименова-ние НПС	Техническое состояние	Наличие и тип предохранительных устройств	Величина допустимого рабочего давления на выходе НПС, (МПа)	Допустимое рабочее давление в точках путевых подкачек, МПа	Проходящее давление, МПа
		НПС 1	В работе
		НПС 2	СБС
		Подкачка
		НПС 3	В работе

Главный инженер ОАО МН	Подпись	Ф.И.О.	Дата ………………………
Начальник диспетчерской службы или товарно-транспортного отдела	Подпись	Ф.И.О.	Дата ………………………
Начальник отдела эксплуатации	Подпись	Ф.И.О.	Дата ………………………
Начальник отдела промышленной безопасности	Подпись	Ф.И.О.	Дата ………………………
Главный инженер РНУ	Подпись	Ф.И.О.	Дата ………………………

Приложение В1

«УТВЕРЖДАЮ»

Генеральный директор ОАО МН

___________________/_____________/

«____»_________200… г.

М. П.

ПРОТОКОЛ №

рассмотрения исходных данных для аттестации линейной части

магистрального нефтепровода по результатам пропуска трех ВИП

Город……………… _______________200….. г.

Комиссия, назначенная приказом по ОАО МН № _____от "___" __________ 200___ года в составе :

Председателя ________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

Членов комиссии

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

рассмотрела исходные данные для аттестации линейной части магистрального нефтепровода,

__________________________________________________

^{наименование нефтепровода}

участок _____________________________________________

введенного в эксплуатацию _____________ году

предназначенного для перекачки ______________________________

принадлежащего _____________________________________________

^{наименование организации}

Проектная организация ________________________________________

^{наименование организации}

Строительная организация _____________________________________

^{наименование организации}

Исходные данные для аттестации подготовлены рабочей группой, назначенной приказом по ОАО МН № _____от "___" __________ 200___ года в составе :

Руководителя группы ________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

Членов группы

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

При рассмотрении исходных данных для аттестации МН комиссией установлено следующее:

1. Выполнены требования п. 4.4.2.5. Методики.

2. Проведено комплексное диагностическое обследование внутритрубными дефектоскопами 3-х типов:

- ультразвуковым дефектоскопом CD - в _________ (год, месяц),

- магнитным дефектоскопом MFL - в _________ (год, месяц),

- ультразвуковым дефектоскопом WM - в _________ (год, месяц),

3. Устранены все дефекты первоочередного ремонта ПОР в количестве ___ шт. (см. Приложение 6).

4. Устранены все дефекты, допустимый срок эксплуатации которых завершается к моменту проведения аттестации, в количестве ___ шт. и в межаттестационный период _______ шт. (см. Приложение 6)

5. Устранены временные ремонтные конструкции, допустимый срок эксплуатации которых согласно РД 153-39.4-067-00 завершается к моменту проведения аттестации, в количестве ___ шт. и в межаттестационный период _______ шт. (см. Приложение 6).

6. На участках со спиральношовными трубами общей протяженностью _______ км проведена АЭД (см. Приложения 9, 10). По результатам АЭД устранено __________ дефектов.

7. Фактическая толщина стенки труб соответствует проектной на __________ км, не соответствует – на _________ км (см. Приложение 3). Из труб с несоответствующей толщиной стенки _________ м уложено при строительстве, ___________ м – при проведении капитального и выборочного ремонта (см. Приложение 2).

8. Проектные категории участков МН соответствуют требуемой по СНиП 2.05.06-85* на ________ км, не соответствуют – на ________ км (см. Приложение 1).

9. Гидравлические испытания при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте соответствуют требованиям настоящего РД на _________ км, не соответствуют – на ___________ км (см. Приложение 5), приложены акты испытаний (см. Приложение 14).

10. Прогнозируемая цикличность нагружения нефтепровода составляет _______ циклов в год (см. Приложение 8).

11. На основании исходных данных по пп.1, 6-8, данных по трубным сталям (см. Приложение 4) проведены расчеты разрешенного рабочего давления линейной части нефтепровода на аттестуемом участке (см. Приложение 11). По результатам расчетов величина допустимого рабочего давления на выходе НПС «______» участка ____________составляет _________ МПа (по проекту - _______ МПа), на выходе НПС «______» участка _______________составляет _________ МПа (по проекту - _______ МПа) (см. Приложения 7 и 12).

Проектная пропускная способность технологического участка при проектных параметрах нефти плотностью ___ т/м³ и вязкости ___ мм²/сек (сСт) - ________ млн.т/год.

Расчетная пропускная способность линейной части нефтепровода при фактических параметрах нефти плотностью ___ т/м³ и вязкости ___ мм²/сек (сСт) - ________ млн.т/год.

Фактическая пропускная способность технологического участка ____________________ с учетом установленного оборудования и фактических параметрах нефти _________ млн.т/год.

12. На НПС «______» установлены в соответствии с нормами и правилами и находятся в работоспособном состоянии предохранительные клапаны; на НПС «______»,«______»,«______» установлена в соответствии с нормами и правилами и находится в работоспособном состоянии система сглаживания волн давления (см. Приложения 15, 16).

13. На основании исходных данных по пп.1, 6, 7, 9 данных по трубным сталям (см. Приложение 4) проведены расчеты периодичности диагностики участка МН (см. Приложение 13). По результатам расчетов сроки очередного проведения диагностики следующие:

- внутритрубным прибором CD: __________(месяц, год);

- внутритрубным прибором MFL: _________(месяц, год);

- внутритрубным прибором WM: _________(месяц, год);

- АЭД спиральношовных труб: __________(месяц, год);

14. На основании п.12 проведены расчеты срока очередной аттестации участка и срока безопасной (гарантированной) работы МН (см. Приложение 13): срок очередной аттестации участка __________(месяц, год), срок безопасной (гарантированной) работы при допустимом рабочем давлении на НПС до ____________ год, месяц.

Настоящий Протокол является основанием для оформления Свидетельства аттестации линейной части магистрального нефтепровода.

Приложения:

1	Таблица данных по категорийности участков аттестуемого МН (по форме А2).
2	Таблица раскладки труб аттестуемого участка нефтепровода по исполнительной документации (по форме А3).
3	Таблица толщин стенки труб аттестуемого участка нефтепровода по данным ВИП WM и ДДК (по форме Е).
4	Таблица исходных данных сертификатов на материалы труб аттестуемого участка нефтепровода (по форме А6).
5	Таблица данных по гидроиспытаниям, проводившимся на аттестуемом участке нефтепровода (по форме А7).
6	Таблица данных по устранению дефектов и временных ремонтных конструкций на аттестуемом участке нефтепровода (по форме А5).
7	Таблица данных по значениям проектных давлений на выходе НПС (по форме А4).
8	Таблицы данных по цикличности нагружения участка МН внутренним давлением (по форме А1).
9	Результаты расчета количества спиральношовных труб, которые должны быть подвергнуты АЭД (по форме А9).
10	Отчет по результатам АЭД участков МН со спиральношовными трубами
11	Расчет величины несущей способности линейной части аттестуемого участка нефтепровода (по форме К1).
12	Расчет допустимого рабочего давления на выходе НПС (по форме К2).
13	Расчет сроков диагностических обследований и срока следующей аттестации МН
14	Акты гидравлических испытаний.
15	Акт проведения тарировки предохранительных клапанов
16	Акт обследования технического состояния ССВД

Председатель аттестационной комиссии

________________________

^{(Ф.И.О., подпись, дата)}

Члены аттестационной комиссии

________________________

^{(Ф.И.О., подпись, дата)}

________________________

^{(Ф.И.О., подпись, дата)}

________________________

Приложение В2

«УТВЕРЖДАЮ»

Генеральный директор ОАО МН

___________/_________/

«_____» ____________ 200___ г.

М.П.

ПРОТОКОЛ №

рассмотрения исходных данных для аттестации

линейной части магистрального нефтепровода

Город……………… _______________200….. г.

Комиссия, назначенная приказом по ОАО МН № _____от "___" __________ 200___ года в составе :

Председателя ________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

Членов комиссии

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

рассмотрела исходные данные для аттестации линейной части магистрального нефтепровода,

__________________________________________________

^{наименование нефтепровода}

участок _____________________________________________

введенного в эксплуатацию _____________ году

предназначенного для перекачки ______________________________

принадлежащего _____________________________________________

^{наименование организации}

Проектная организация ________________________________________

^{наименование организации}

Строительная организация _____________________________________

^{наименование организации}

Руководителя группы ________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

Членов группы

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

При рассмотрении исходных данных для аттестации МН комиссией установлено следующее:

1. Выполнены требования п. 4.4.2.5. Методики.

2. Проведено:

- обследование ультразвуковым дефектоскопом WM в____________(год, месяц);

- АЭД и гидравлические испытания в ________(год, месяц) (см. Приложения 12, 13).

3. Устранены все дефекты первоочередного ремонта ПОР в количестве ___ шт., допустимый срок эксплуатации которых завершается к моменту проведения аттестации, в количестве ___ шт. и в межаттестационный период _______ шт.(см. Приложение 6). Из них выявлено при:

- эксплуатации МН ___ шт.;

- проведении АЭД ___ шт.

4. Заменены трубы, изготовленные по ТУ 14-3-602-77 и из сталей марок 14ХГС, 19Г и «Ц», у которых истекает допустимый срок эксплуатации ____ км.

Не заменено ___ км.

5. 3аменены участки на переходах через реки, железные дороги и автодороги с твердым покрытием или проведено комплексное диагностическое обследование внутритрубными дефектоскопами 3-х типов (WM, MFL, CD) ____ км.

Не заменено ___ км.

6. Проведено комплексное обследование противокоррозионной защиты нефтепровода, изоляционного покрытия и работы средств электрохимзащиты в соответствии с ГОСТ Р51164-98. Выявленные дефекты устранены ____ шт.

7. Устранены временные ремонтные конструкции, допустимый срок эксплуатации которых согласно РД 153-39.4-067-00 завершается к моменту проведения аттестации, в количестве ___ шт. и в межаттестационный период _______ шт. (см. Приложение 6).

8. Фактическая толщина стенки труб соответствует проектной на __________ км, не соответствует – на _________ км (см. Приложение 3). Из труб с несоответствующей толщиной стенки _________ м уложено при строительстве, ___________ м – при проведении капитального и выборочного ремонта (см. Приложение 2).

9. Проектные категории участков МН соответствуют требуемой по СНиП 2.05.06-85* на ________ км, не соответствуют – на ________ км (см. Приложение 1).

10. Гидравлические испытания при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте соответствуют требованиям РД 153-39.4Р-119-03 на _________ км, не соответствуют – на ___________ км (см. Приложение 5).

11. Величина испытательного давления участка составляет ______ МПа.

12. Прогнозируемая цикличность нагружения нефтепровода составляет _______ циклов в год (см. Приложение 8).

13. При проведении гидравлических испытаний для аттестациипроизошло ___ разрушений соответственно на ___ км, ___ км, ___ км. Испытательное давление было снижено на участках с____ км по _______ км, с____ км по _______ км (см. Приложение 13).

14. На основании исходных данных по пп.5-8, данных по трубным сталям (см. Приложение 4) проведены расчеты разрешенного рабочего давления линейной части нефтепровода на аттестуемом участке (см. Приложение 9). Величина несущей способности линейной части нефтепровода на аттестуемом участке проверена в зависимости от фактического испытательного давления (см. Приложение 9) и величина допустимого рабочего давления на выходе НПС составляет «______» участка _______________ _________ МПа (по проекту - _______ МПа), на выходе НПС «______» участка ______________________ МПа (по проекту - _______ МПа) (см. Приложения 7 и 10).

15. На НПС «______» установлены в соответствии с нормами и правилами и находятся в работоспособном состоянии предохранительные клапаны; на НПС «______»,«______»,«______» установлена в соответствии с нормами и правилами и находится в работоспособном состоянии система сглаживания волн давления (см. Приложения 14, 15).

16. На основании исходных данных по пп.1, 6, 9 проведены расчеты сроков диагностики участка МН внутритрубным прибором WM, и срока очередной аттестации (см. Приложение 11): срок проведения очередной диагностики WM _________(месяц, год); срок проведения очередных АЭД и гидравлических испытаний _________(месяц, год); срок очередной аттестации участка __________(месяц, год).

17. На основании п.14 установлен срок безопасной (гарантированной) работы МН при допустимом рабочем давлении на НПС до ____________ год, месяц.

Приложения:

1	Таблица данных по категорийности участков аттестуемого МН (по форме А2).
2	Таблица раскладки труб аттестуемого участка нефтепровода по исполнительной документации (по форме А3).
3	Таблица толщин стенки труб аттестуемого участка нефтепровода по данным ВИП WM и ДДК (по форме Е).
4	Таблица исходных данных сертификатов на материалы труб аттестуемого участка нефтепровода (по форме А6).
5	Таблица данных по гидроиспытаниям, проводившимся на аттестуемом участке нефтепровода (по форме А7).
6	Таблица данных по устранению дефектов и временных ремонтных конструкций на аттестуемом участке нефтепровода (по форме А5).
7	Таблица данных по значениям проектных давлений на выходе НПС (по форме А4).
8	Таблицы данных по цикличности нагружения участка МН внутренним давлением (по форме А1).
9	Расчет величины несущей способности линейной части аттестуемого участка нефтепровода (по форме К1).
10	Расчет допустимого рабочего давления на выходе НПС (по форме К2).
11	Расчет срока диагностического обследования дефектоскопом WM, проведения АЭД и гидравлических испытаний и срока следующей аттестации МН
12	Отчет по результатам АЭД
13	Отчет по результатам гидравлических испытаний
14	Акт проведения тарировки предохранительных клапанов
15	Акт обследования технического состояния ССВД

Председатель аттестационной комиссии

________________________

^{(Ф.И.О., подпись, дата)}

Члены аттестационной комиссии

________________________

^{(Ф.И.О., подпись, дата)}

Приложение Г1

«УТВЕРЖДАЮ»

Генеральный директор ОАО МН

___________________/_____________/

«____»_________200… г.

М П

СВИДЕТЕЛЬСТВО №______

аттестации магистрального нефтепровода по результатам пропуска трех ВИП

Город……………… _______________200….. г.

Комиссия, назначенная приказом по ОАО МН № _____от "___" __________ 200___ года провела аттестацию участка __________________________________________

^{от НПС до НПС, км.-км.}

магистрального нефтепровода, _______________________________________

^{наименование нефтепровода}

введенного в эксплуатацию в ________ году

предназначенного для перекачки ______________________________

принадлежащего _____________________________________________

^{наименование организации}

Проектная организация ________________________________________

^{наименование организации}

Строительная организация _____________________________________

^{наименование организации}

На основании Протокола №____ от _____ рассмотрения исходных данных для аттестации, подготовленных рабочей группой, назначенной приказом по ОАО МН №____ от ______ линейная часть участка магистрального нефтепровода (собственно трубопровод)

_______________________________________________________________

^{наименование нефтепровода}

аттестована и допускается к дальнейшей эксплуатации.

Срок безопасной (гарантированной) работы при разрешенном рабочем давлении устанавливается до ____________ год, месяц.

Величина допустимого рабочего давления на выходе НПС «________» аттестуемого участка нефтепровода устанавливается _______ МПа, НПС «________» - _______МПа.

На НПС установлены в соответствии с нормами и правилами и находятся в работоспособном состоянии предохранительные клапаны и системы сглаживания волн давления.

Сроки следующего внутритрубного диагностического обследования участка нефтепровода устанавливаются: дефектоскопом WM____________ год, месяц, дефектоскопом MFL____________ год, месяц, дефектоскопом CD____________ год, месяц.

Срок следующего АЭД спиральношовных труб устанавливается ____________ год, месяц.

Срок следующей аттестации устанавливается ____________ год, месяц.

Приложения:

- Формуляр Подтверждения величины допустимого рабочего давления на выходе НПС № ___ от (число, месяц, год),

- Протокол рассмотрения исходных данных для аттестации №____ от _____.

Председатель аттестационной комиссии

________________________

^{(Ф.И.О., подпись, дата)}

Члены аттестационной комиссии

________________________

^{(Ф.И.О., подпись, дата)}

________________________

^{(Ф.И.О., подпись, дата)}

________________________

^{(Ф.И.О., подпись, дата)}

Приложение Г2

«УТВЕРЖДАЮ»

Генеральный директор ОАО МН

___________________/_____________/

«____»_________200… г.

М П

СВИДЕТЕЛЬСТВО №______

аттестации магистрального нефтепровода

Город……………… _______________200….. г.

^{от НПС до НПС,
км.-км.}

магистрального нефтепровода, _______________________________________

^{наименование
нефтепровода}

введенного в эксплуатацию в ________ году

предназначенного для перекачки ______________________________

принадлежащего _____________________________________________

^{наименование
организации}

Проектная организация ________________________________________

^{наименование
организации}

Строительная организация _____________________________________

^{наименование
организации}

_______________________________________________________________

^{наименование
нефтепровода}

аттестована и допускается к дальнейшей эксплуатации.

Проектная пропускная способность технологического участка - _____млн. тонн/год.

Расчетная пропускная способность линейной части нефтепровода для товарной нефти плотностью ____ т/м³ и вязкости ____ мм²/сек (сСт) _____________ млн.т/год.

Расчетная пропускная способность технологического участка ____________________ с учетом установленного оборудования__________млн.тонн/год.

Срок следующего внутритрубного диагностического обследования участка нефтепровода дефектоскопом WM устанавливается ____________ год, месяц.

Срок следующих гидравлических испытаний устанавливается ____________ год, месяц.

Срок следующей аттестации устанавливается ____________ год, месяц.

Приложения:

- Формуляр Подтверждения величины допустимого рабочего давления на выходе НПС № ___ от (число, месяц, год),

- Протокол рассмотрения исходных данных для аттестации №____ от _____.

Председатель аттестационной комиссии

________________________

^{(Ф.И.О., подпись,
дата)}

Члены аттестационной комиссии

________________________

^{(Ф.И.О., подпись,
дата)}

________________________

^{(Ф.И.О., подпись,
дата)}

________________________

^{(Ф.И.О., подпись,
дата)}

Приложение Г4

«УТВЕРЖДАЮ»

Генеральный директор ОАО «МН_1»

___________________/_____________/

«____»_________200… г.

«УТВЕРЖДАЮ»

Генеральный директор ОАО «МН_2»

___________________/_____________/

«____»_________200… г.

М П

СВИДЕТЕЛЬСТВО №______

аттестации магистрального нефтепровода, принадлежащего смежным ОАО МН

Город……………… _______________200….. г.

Комиссия, назначенная приказами по ОАО «МН_1» № _____от "___" __________ 200___ года по ОАО «МН_2» № _____от "___" __________ 200___ года провела аттестацию участка _________________________________________________________________________

^{от НПС до НПС,
км.-км.}

магистрального нефтепровода, _______________________________________

^{наименование
нефтепровода}

введенного в эксплуатацию в ________ году

предназначенного для перекачки ______________________________

принадлежащего ОАО «МН_1» -ххх км, ОАО «МН_2» - ххх км______

^{наименование
организации}

Проектная организация ________________________________________

^{наименование
организации}

Строительная организация _____________________________________

^{наименование
организации}

На основании Протокола №____ от _____ рассмотрения исходных данных для аттестации, подготовленного рабочей группой, назначенной приказом по ОАО «МН_1» № _____от "___" __________ и Протокола №____ от _____ рассмотрения исходных данных для аттестации, подготовленного рабочей группой, назначенной приказом по ОАО «МН_2» № _____от "___" __________ линейная часть участка магистрального нефтепровода (собственно трубопровод) ______________________________________________________

^{наименование
нефтепровода}

аттестована и допускается к дальнейшей эксплуатации.

Срок следующего АЭД спиральношовных труб устанавливается ____________ год, месяц.

Срок следующей аттестации устанавливается ____________ год, месяц.

Приложения:

- Формуляр Подтверждения величины допустимого рабочего давления на выходе НПС № ___ от (число, месяц, год),

- Протокол рассмотрения исходных данных ОАО «МН_1» №____ от _____.

- Протокол рассмотрения исходных данных ОАО «МН_2» №____ от _____.

Председатель комиссии ОАО «МН_1» ________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

Члены комиссии ОАО «МН_1»

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

Председатель комиссии ОАО «МН_2» ________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

Члены комиссии ОАО «МН_2»

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

________________________ ;

^{(Ф.И.О.,
должность)}

Приложение Д

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ РОСТА КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ СТЕНКИ ТРУБ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Д1. Скорость роста i- го коррозионного дефекта определяется по данным последней и предыдущей инспекций ВИП одного типа (WM или MFL) по формуле:

, (Д.1)

где d_2,_i - глубина дефекта предыдущей инспекции ВИП;

d_1,_i - глубина дефекта при предпоследней инспекции ВИП;

ΔТ - период времени между инспекциями.

Д2. Для участков МН, на которых проводилась только первичная инспекция WM или MFL, в расчетах остаточного ресурса труб с коррозионными дефектами, выявленными дефектоскопами WM и MFL, используется средняя скорость роста коррозионных дефектов , которая определяется по формуле (Д.2) на основе данных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным дефектоскопами WM на нефтепроводах АК «Транснефть»:

, (Д.2)

где N – количество растущих дефектов коррозии;

V_корр,_i - скорость роста глубины i- го растущего дефекта коррозии, определяемая по формуле (Д.1);

, определенная на основе данных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным на нефтепроводах АК «Транснефть», равна 0,077 мм/год.

Д3. Для участков МН, на которых проводилась повторная инспекция WM, в расчетах остаточного ресурса труб с коррозионными дефектами, впервые выявленными дефектоскопами WM и MFL, а также выявленными дефектоскопами MFL при первичной инспекции, используется средняя скорость роста коррозионных дефектов , которая определяется по формуле (Д.2) на основе данных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным дефектоскопом WM на данном конкретном участке МН.

Д4. Поскольку проведенные с применением внутритрубных инспекций и непосредственно на трубопроводах измерения величины уменьшения толщины стенки трубы в процессе эксплуатации МН эквивалентны натурным испытаниям на достаточно представительной выборке (5380 испытаний) коэффициент запаса прочности по долговечности по критерию достижения коррозионными дефектами размеров, соответствующих категории ПОР, принимается равным 1,3.

Приложение Е

Таблица толщин стенки труб аттестуемого участка нефтепровода

по данным ВИП WM и ДДК

Номер трубы (сварного стыка)	Начало трубы, м	Длина трубы, м	Толщина стенки по проекту, мм	Толщина стенки трубы по данным ВИП WM и ДДК, мм	Отклонение, мм (5)-(4)	Минусовой допуск на толщину стенки трубы*	Отклонение с учетом мину-сового допуска (6)+(7)
1	2	3	4	5	6	7	8
10	0,85	1,84	14	13,5	-0,5	0,8	0,3
20	2,69	9,94	14	13,1	-0,9	0,8	-0,1***
30	12,63	11,75	14	14,3	0,3	0,8	1,1
40	24,38	11,62	12**	11,5	-0,5	0,8	0,3

* - минусовой допуск на толщину стенки трубы, определяемый по ТУ на изготовление труб или листа;

** - толщина стенки по исполнительной документации с несущей способностью трубы, равной или более несущей способности трубы, предусмотренной проектом.

*** - в случае, когда отклонение толщины стенки по данным ВИП WM от толщины по проекту с учетом минусового допуска равно –0,1мм, допускается считать это отклонение нулевым, а толщину стенки - соответствующей проекту.

Начальник отдела эксплуатации ОАО МН __________________/ФИО/

Ответственный исполнитель ______________________ /должность ФИО/

Приложение Ж

РАСЧЕТ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ НА ВЫХОДЕ НПС ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УЧАСТКА

Ж.1 На технологическом участке между НПС с емкостью при заданном количестве работающих НПС для каждой g-й секции трубопровода с координатами () нефтепровода и величинами разрешенного рабочего давления P_g^н, определенных в п. 3.3.6, рассчитывается величина гидравлического уклона эпюры давления (), соответствующая максимально возможным рабочим давлениям на l-й НПС в результате внезапного отключения следующей (l+1) НПС от рассматриваемой g-й секции трубопровода (см. рис. 5.2, 5.3, 5.4, 5.5) по формулам (Ж.1), (Ж.2). В то же время для участка между последней работающей НПС и конечным пунктом (НПС с емкостью) - для условия срабатывания предохранительных клапанов.

(м/км), (Ж.1)

(м), (Ж.2)

где - разрешенное рабочее давление магистрального нефтепровода в g-той секции труб, м;

- расчетная плотность нефти, принятая в проекте, т/м³;

Х_к=Х_m; Z_к=Z_m – координаты промежуточной m=(l+2) НПС, расположенной через одну НПС от рассматриваемой g-й секции трубопровода с координатами ();

Х_к=Х_кп; Z_к=Z_кп- координаты конечного участка эпюры для НПС m=(l+1), расположенного на следующей от рассматриваемой g-й секции трубопровода НПС с емкостью. При расположении m-той НПС на конечном пункте при условии Х_m=Х_кп; Z_m=Z_кп, принимается Х_к=Х_m=Х_кп; Z_к=Z_m=Z_кп;

- рассматриваемая координата g-й секции трубопровода, (км, м);

Dh – остаточный напор в магистральном трубопроводе перед конечным пунктом, составляющий:

40 м – при отсутствии системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) на НПС с емкостью;

60 м – при наличии СИКН на НПС с емкостью;

120 м – при срабатывании предохранительных клапанов, установленных на НПС с емкостью (только для расчета гидравлического уклона и давления на выходе последней работающей НПС перед НПС с емкостью). Эта величина может быть снижена в соответствии с технологической картой настройки предохранительных клапанов НПС;

(Dh_кав+25) м – на входе промежуточной НПС с координатами X_m, Z_m, где Dh_кав – допустимый кавитационный запас магистрального насоса при проектной пропускной способности нефтепровода, м;

10 м – возможная перевальная точка по трассе, имеющая координаты X_п , Z_п (в этом случае Z_k = Z_п ; X_k = X_п).

Из двух значений , рассчитанных на возможную перевальную точку и на конечный пункт, принимается меньшее.

Обозначение индексов:

l – номер НПС начала рассматриваемого участка эпюры давлений;

m – номер НПС конца рассматриваемого участка эпюры давлений с координатами X_k , Z_k;

g – рассматриваемая секция магистрального нефтепровода с координатами ();

кп – конечный пункт технологического участка нефтепровода.

При величина гидравлического уклона не определяется, а должно проверяться условие, при котором:

- если в этом случае значение - не определяется;

- если в этом случае работа нефтепровода невозможна.

При отрицательных значениях работа нефтепровода невозможна.

Допустимое рабочее давление на выходе НПС определяется для НПС, расположенной по условию перед (по потоку нефти) рассматриваемой координатой g-той секции трубопровода, то есть должно выполняться условие , где - км расположения l–той НПС. В этом случае:

, (МПа) (Ж.3)

, (м), (Ж.4)

где Х_l^нпс; Z_l^нпс – координаты НПС (км; м).

Ж.2. Для нефтепровода, имеющего лупинги, вставки, значение длины участка () определяется по эквивалентной длине, приведенной к диаметру основного магистрального нефтепровода, по формуле:

() = l_di^._i для расчета по формуле (Ж.4), (Ж.5)

() = l_di^._i для расчета по формуле (Ж.1), (Ж.6)

где n – количество участков МН (участки основной магистрали, МН с лупингами, вставки);

_i– соотношение между гидравлическими уклонами лупинга, вставки и основной магистрали.

Для основной магистрали:

_о= 1 (Ж.7)

Для участка МН с лупингами:

(Ж.8)

Для вставки:

_вст = (D_о/D_вст)^4,75(Ж.9)

где D_о – внутренний диаметр основной магистрали, м;

D_л – внутренний диаметр лупинга, м;

D_вст – внутренний диаметр вставки, м.

Для участка между последней работающей НПС и конечным пунктом (НПС с емкостью), не оборудованной предохранительными клапанами (см. Приложение А8), для каждой g-той секции трубопровода с координатами () и параметрами несущей способности Н_g^н допустимое рабочее давление на выходе l-й НПС определяется по формуле:

min(Н_g^н + Z_g) - Z_l, ( м ) (Ж.10)

Ж.3 Для нефтепровода, имеющего лупинги, допустимое рабочее давление на выходе НПС () определяется комбинацией вариантов, как при их отдельном включении, так и выключении.

Из полученных таким образом множества возможных режимов включения "а" и выключения за допустимое рабочее давление на выходе НПС принимается наименьшее значение = min {}.

Ж.4 При текущем значении полученного допустимого рабочего давления ниже ранее полученного устанавливается новое допустимое рабочее давление =с указанием координат лимитирующей секции трубопровода (, ). В случае превышения проектного давления () на выходе l-той НПС за допустимое устанавливается проектное значение =

По допустимому рабочему давлению на выходе НПС определяется проходящее давление по промежуточным НПС исходя из эпюры максимальных рабочих давлений.

Расчеты по определению допустимого рабочего давления на выходе НПС представляются по форме, приведенной в Приложении К2.

Приложение И

СОСТАВ КОМИССИИ ПО АТТЕСТАЦИИ МН

1. Главный инженер ОАО МН – председатель комиссии;

2. Начальник отдела эксплуатации ОАО МН;

3. Главный механик ОАО МН;

4. Главный технолог ОАО МН;

5. Начальник отдела промышленной безопасности ОАО МН;

6. Начальник службы аттестации МН

7. Главный инженер РНУ (УМН)

8. Представитель ОАО «Гипротрубопровод»

Приложение К1

(рекомендуемое)

Расчет несущей способности линейной части нефтепровода

Диаметр трубы, ____ мм

Расчетная плотность нефти, принятая по проекту, ρ=____ т/м³

Коэффициент надежности по нагрузке, n=____

Коэффициент надежности по назначению материала Кн=____

Номер трубы (сварного стыка)

Дистанция расположения секции труб, м

Высотная отметка низа секции труб, м

Толщина стенки, мм

Характеристика материала труб

коэффициент условия работы m, (по проекту)

Допустимое рабочее давление g-той секции по проекту, МПа

Несущая способность труб, МПа

Фактическое испытательное давление, МПа

Разрешенное рабочее давление g-той секции, МПа

по проекту

фактически уложенной секции

Начало секции труб*

Длина секции труб

по проекту

по ВИП

по исполнительной документации

марка стали

временное сопротивление**, МПа

коэффициент надежности по материалу***

марка стали

временное сопротивление**, МПа

коэффициент надежности по материалу***

по проекту

фактическая

* - указывается нарастающим итогом от головной НПС;

** - для нефтепроводов построенных по СНиП II-Д.10-62 указывается расчетное сопротивление металла труб;

*** - указывается для нефтепроводов построенных по СНиП II-45-75, СНиП 2.05.06-85*.

Приложение К2

Расчет допустимого рабочего давления на выходе НПС

Название ОАО МН______________________________

Нефтепровод__________________________________

Участок______________________________________

Диаметр______________________________________

Проектная плотность нефти, т/м³_____

Проектная вязкость нефти, сСт_________

Номер трубы (сварного стыка)

Расположение труб по данным ВИП, м

Высотная отметка низа секции трубы, м

Несущая способность нефтепровода по проектной документации, МПа

Несущая способность нефтепровода по фактическим параметрам стенки, МПа

Фактическое гидравлическое испытательное давление, МПа

Разрешенное давление, рассчитанное по фактическому испытанию на прочность, МПа

Разрешенное рабочее давление нефтепровода, МПа

НПС N 1

Дистанция начала секции трубы

Длина трубы, м

Гидравлический уклон на каждую из секций труб, м

Допустимое расчетное давление на выходе НПС по g-й секции, МПа

Приложение Л

ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ АЭД

Л.1. АЭД выполняется на режимах работы МН при циклическом изменении внутреннего давления, которое не должно превышать разрешенное давление на диагностируемом участке согласно графика (рис. Л.1).

Л.2. Изменение внутреннего давления в нефтепроводе должно осуществляться в соответствии с графиком рис. Л.1., где - начальное рабочее давление, - максимальное рабочее давление из всех режимов работы нефтепровода. Количество циклов изменения давления испытываемого участка нефтепровода должно быть не менее 2-х.

Рис. Л.1. График изменения рабочего давления на участке нефтепровода

при проведении акустико-эмиссионной диагностики

Л.3. Начальное рабочее давление () должно соответствовать условию:

_g - dP_g,

(Л.1)

где _g – максимальное рабочее давление в g-ой точке диагностируемого участка (см. рис. Л.2);

dP_g – величина изменения давления.

dP_g = 0,2(_g)

(Л.2)

Если

dP_g £ dP_ч,

(Л.3)

где dP_ч – минимальное изменение давления, при котором аппаратура регистрирует сигналы акустической эмиссии (принимается по паспортным характеристикам аппаратуры),

тогда

dP_g = dP_ч

(Л.4)

Л.4. Начальное давление должно быть не менее 0,5 МПа.

Л.5. В случае изменения давления в нефтепроводе на участке проведения АЭД переходом с одного режима работы нефтепровода на другой в каждой точке испытываемого участка должно выполняться условие:

(Л.5)

где j – число режимов работы МН для обеспечения условия (Л.1) в g-ой точке.

Л.6. Время изменения давления (t_и) выбирается таким образом, чтобы обеспечить достоверность регистрации сигналов акустической эмиссии. Скорость изменения давления:

…, (МПа/мин).

Л.7 При невозможности выполнения требований п. Л.3, п. Л.5, п.Л.6 на разрешенных режимах работы МН необходимое изменение давления обеспечивается передвижными насосными агрегатами при остановке нефтепровода. График изменения давления представлен на рис. Л.3.

Рис. Л.3. График изменения давления на участке нефтепровода

с помощью ПНА

Л.8. Длительность выдержки при испытании (t ) должна быть не менее 10 мин.

Л.9. При выявлении акустических сигналов, соответствующих IV классу по классификации [19], работы должны быть остановлены, выяснено расположение источника АЭ, выполнен ДДК и ремонт дефектного участка.

Л.10. Выявленные по результатам контроля источники сигналов II и III класса должны быть подвергнуты ДДК. По данным ДДК проводится расчет допустимого срока эксплуатации труб и сварных швов с выявленными дефектами (расчет выполняет ОАО ЦТД «Диаскан»).

Л.11. По результатам акустико-эмиссионного контроля оформляются Протокол и Заключение согласно приложениям М, Н.

Приложение М

(обязательное)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ______________________

название организации, осуществлявшей контроль

_______________________________

(подпись, Ф.И.О.)

«__» _____________________200_ г.

П Р О Т О К О Л

акустико-эмиссионного контроля

________________________________________________

(объекты контроля – название НПС, нефтепровода)

1 Дата проведения контроля с __________ по ___________ 200_ г.

(указывается дата и время)

2 Организация, проводившая контроль _________________________________

3 Данные об объекте контроля:

дата ввода в эксплуатацию ____________________________________________

дата предыдущего контроля с указанием вида контроля____________________

4 Сведения о контролируемых нефтепроводах:

название участка ____________________________________________________

(например: от точки врезки в МН до ФГУ, коллекторы подпорной насосной и т.д.)

тип укладки _________________________________________________________

(наземная, подземная, надземная)

месторасположение__________________________________________________

(указываются привязка в метрах начала и конца участка нефтепровода)

длина контролируемого участка, м _____________________________________

диаметр нефтепровода, мм ____________________________________________

толщина стенки, мм __________________________________________________

марка стали __________________, ГОСТ, ТУ ____________________________

проектное рабочее давление, МПа (кгс/см²) _____________________________

рабочая температура нефти, ^оС ________________________________________

характеристика затухания волн ________________________________________

5 Дополнительные сведения об объекте, характеризующие особенности выполнения акустико-эмиссионного контроля (состояние объекта – в работе или резерве, состояние поверхности трубы, магнитные свойства металла, наличие сильного ветра и пр.)__________________________________________

____________________________________________________________________

6 Условия выполнения контроля:

температура окружающего воздуха, ^оС __________________________________

наличие осадков _____________________________________________________

способ нагружения ___________________________________________________

7 Параметры графика нагружения (приводится величина давления каждого цикла нагружения, время выдержки цикла, скорость нагружения, краткое описание работ при каждом цикле) ____________________________________

____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

8 Тип и характеристика АЭ-аппаратуры, включая название фирмы-изготовителя, модель и номер прибора, дату поверки ______________________

________________________________________________________________________________________________________________________________________

9 Число и тип преобразователей _______________________________________

10 Контактная среда _________________________________________________

11 Режимы работы аппаратуры АЭ и проверка ее работоспособности до испытаний и после испытаний:

коэффициент предварительного усиления, дБ ____________________________

коэффициент основного усиления по каналам, дБ _________________________

уровень дискриминации по каналам ____________________________________

уровень собственных шумов (приведенных ко входу предусилителя), дБ (мкВ)

____________________________________________________________________

рабочая полоса частот, кГц ____________________________________________

12 Изменение параметров аппаратуры в ходе испытаний __________________

____________________________________________________________________

13 Перечень приложений:

– эскиз (схема) контролируемого участка с указанием арматуры и оборудования, длины, схемы расстановки ПАЭ;

– график нагружения;

– результаты регистрации АЭ (рисунки, графики);

– основные сведения о результатах контроля, включая описание источников и распределения их по критериям и классам: «пассивный», «активный», «критически активный», «катастрофически активный»

Обследование провели:

операторы АЭ-контроля

II уровня квалификации _________________ ______________ _____________

№ удостоверения подпись Ф.И.О.

I уровня квалификации _________________ _______________ _____________

№ удостоверения подпись Ф.И.О.

Примечание: протокол должен содержать указанные сведения по каждому контролируемому участку нефтепровода, которые по ряду позиций могут быть сведены в таблицу.

Приложение Н

(обязательное)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ______________________

название организации, осуществлявшей контроль

_______________________________

подпись, Ф.И.О.

«__» ____________________200_ г.

З А К Л Ю Ч Е Н И Е

по результатам акустико-эмиссионного контроля

________________________________________________

объекты контроля – название НПС, нефтепровода

Дата проведения контроля – с __________ по ___________ 200_ г.

(указывается дата и время)

Место проведения контроля___________________________________________

___________________________________________________________________

Организация, проводившая контроль ___________________________________

Детальная информация о выполненном АЭ контроле содержится в Отчете и Протоколе.

В результате проведения акустико-эмиссионного контроля при обследовании нефтепроводов НПС были выявлены следующие («пассивные», «активные», «критически активные», «катастрофически активные») источники акустической эмиссии, на основании чего сделано следующее заключение: _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Выводы и рекомендации: _____________________________________________

___________________________________________________________________

Заключение составил:

оператор АЭ-контроля

II уровня квалификации _________________ _______________ _____________

№ удостоверения подпись Ф.И.О.

Приложение П

РАСЧЕТ ДОПУСТИМОГО СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБ,

ИЗГОТОВЛЕННЫХ ПО ТУ 14-3-602-77

И ИЗ СТАЛЕЙ МАРОК 14ХГС, 19Г И «Ц»

П.1 Допустимый срок эксплуатации труб, изготовленных по ТУ 14-3-602-77 и из сталей марок 14ХГС, 19Г и «Ц», и расположенных на участках МН с ограниченными возможностями проведения внутритрубной диагностики, проводится по критерию роста трещин на основе данных по прогнозируемой цикличности нагружения аттестуемого участка МН и экспериментальных результатов по определению долговечности этих труб.

П.2 На основании полученных результатов стендовых испытаний допустимый срок эксплуатации труб, изготовленных по ТУ 14-3-602-77, составляет 31 год.

П.3 Допустимый срок эксплуатации труб, изготовленных из сталей марок 14ХГС, 19Г и «Ц», определяется по формулам:

для 14ХГС (в годах) (П.1)

для 19Г и «Ц» (в годах) (П.2)

где 36 и 39 -	срок эксплуатации труб, испытанных на долговечность на стенде ОАО ЦТД «Диаскан»;
Т_Аi –	остаточный ресурс I-той трубы, определяемый в соответствии с п. П.4.

П.4 Остаточный ресурс Т_А_i (в годах) для каждой трубы участка магистрального нефтепровода проводится по формуле:

(П.3)

где N_min -	количество циклов нагружения при стендовых испытаниях трубы (определено расчетно-экспериментальным путем и приведено в таблице 7.1);
N_g -	прогнозируемая годовая цикличность нагружения участка МН (определяется в соответствии с п. 4.3);
n_N -	коэффициент запаса прочности по долговечности, n_N = 10;
k_N_i -	коэффициент пересчета долговечности:

, (П.4)

где DP -	перепад давления при прогнозируемой годовой цикличности нагружения (DP=2,0 МПа);
Р_д -	максимальное давление для трубы при испытаниях на долговечность, МПа, определяется по формуле:

2×d×0,9×s_в

Р_д= ¾¾¾¾¾¾¾¾¾ , (МПа) (П.5)

n×k₁ ×k_н ×(D_н- 2d)

где δ -	толщина стенки трубы, мм;
D_н -	наружный диаметр трубы, мм;
s_в -	временное сопротивление материала трубы по ТУ или ГОСТ, МПа;
n -	коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,1 для нефтепроводов диаметром менее 700мм и равный 1,15 для остальных;
k₁ -	коэффициент надежности по материалу, определяется по проектной документации, в случае отсутствия по «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» или СНиП, действовавшими на момент строительства, реконструкции и капитального ремонта;
k_н -	коэффициент надежности по назначению трубопровода, равный 1,05 для нефтепроводов диаметром 1220мм и равный 1,0 для остальных.

Приложение Р

Список использованных источников

1.	Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы/Минстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 1997, 60 с.
2.	Строительные нормы и правила СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы. - М.: Стройиздат, 1997.
3.	СП 34-101-98. Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте. – М.: АК "Транснефть". - 1998.
4.	РД 153-39.4-067-00. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. Руководящий документ. – М.: АК “Транснефть”, ОАО ЦТД «Диаскан», 2000, 48 с.
5.	Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами. – М.: АК “Транснефть”. – 1997, 25 с.
6.	Методика определения технического состояния магистральных трубопроводов с трещиноподобными дефектами – М.: АК “Транснефть”, 1998, 17 с.
7.	РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - АК "Транснефть", ИПТЭР, 2000.
8.	РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.: ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Гипротрубопровод», 2002. 116 с.
9.	РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. - АК "Транснефть", ИПТЭР, 1998.
10.	Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России. – Госгортехнадзор России, Постановление №57 Госгортехнадзора России от 17.11.95.
11.	Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. -М.: Энергоатомиздат, 1989, 525 с.
12.	РД 39-30-859-83 Правила испытания линейной части действующих магистральных нефтепроводов. Миннефтепром. ВНИИСПТнефть, 1983, 53 с.
13.	ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. –М.: Миннефтегазстрой, 1989
14.	ГОСТ 20295-85. Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия.
15.	РД-08-183-98 Порядок оформления и хранения документации, подтверждающей безопасность величины максимально разрешенного давления эксплуатации объекта магистрального трубопровода. - Госгортехнадзор России, Постановление № 8 от 20.02.98.
16.	РД 153-39.4Р-118-02. Правила испытания линейной части действующих магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», ИПТЭР, 2002.
17.	ОСТ. Нефтепроводы магистральные. Кольцевые, продольные, спиральные сварные швы с дефектами и трубы с расслоениями. Определение долговечности
18.	РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов»
19.	«Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов». Утв. Постановлением Госгортехнадзором РФ №77 от 09.06.2003 г.

3.1. Экспериментальные и теоретические основы разработки рд… ………………………………………9

4.4. Порядок организации и подготовки данных для аттестации

Для проведения аттестации участка магистрального нефтепровода ОАО МН подготавливает следующую документацию:

4.5. Порядок определения допустимого рабочего давления на выходе НПС для участков нефтепровода, прошедших внутритрубную диагностику всеми типами ВИП

4.5.1. Порядок проведения сравнения фактических и проектных параметров нефтепровода.

4.5.6. Порядок расчета разрешенного рабочего давления секций труб на аттестуемом участке нефтепровода.

4.5.7. Определение допустимого рабочего давления на выходе НПС при соответствии всех фактических параметров проектным.

4.5.8. Определение допустимого рабочего давления на выходе НПС аттестуемого участка нефтепровода с непроектными параметрами.

4.6. Порядок оформления и хранения документации, подтверждающей величину допустимого рабочего давления на выходе НПС

4.7. Расчет периодичности проведения внутритрубной диагностики и срока следующей аттестации

4.7.1.2. Для каждой трубы участка магистрального нефтепровода проводится расчет остаточного ресурса ТАi (в годах) по формуле:

4.7.2. Определение срока очередного обследования участка МН ультразвуковым дефектоскопом типа WM

4.7.2.1 В межаттестационный период на аттестуемом участке МН должна быть проведена диагностическая инспекция ВИП WM.

4.8 Расчет допустимого срока эксплуатации труб и сварных швов с дефектами

4.8.3.1. Исходными данными для определения допустимого срока эксплуатации являются:

4.8.4.1. Исходными данными для определения допустимого срока эксплуатации являются:

, (4.18)

где Dн – наружный диаметр трубы, мм;

5.2. Порядок организации и подготовки данных для аттестации магистральных нефтепроводов

5.5. Проведение гидравлических испытаний аттестуемого участка нефтепровода

Определение допустимого рабочего давления

на выходе НПС

*) в примечании отметить допустимое рабочее давление на входе НПС с емкостью, если оно менее 120 м (1,0 МПа) по ограничениям, связанным с условиями эксплуатации.

Приложение Б

Приложение Д

П.4 Остаточный ресурс ТАi (в годах) для каждой трубы участка магистрального нефтепровода проводится по формуле:

4.7.1.2. Для каждой трубы участка магистрального нефтепровода проводится расчет остаточного ресурса Т_А_i (в годах) по формуле:

где D_н– наружный диаметр трубы, мм;

П.4 Остаточный ресурс Т_А_i (в годах) для каждой трубы участка магистрального нефтепровода проводится по формуле: