Ремонт технологических трубопроводов газпром

Выполнение работ по капитальному ремонту (огнеупорные и теплоизоляционные работы) технологического оборудования и трубопроводов для нужд ООО «Газпром метанол» в 2021-2023 гг.

Основные сведения

Описание секции

Торги ГК Газпром

Уникальный номер закупки

Номер закупки

0089/21/5.4/0031553/Сибметахим/К//Э/16.04.2021

Выполнение работ по капитальному ремонту (огнеупорные и теплоизоляционные работы) технологического оборудования и трубопроводов для нужд ООО «Газпром метанол» в 2021-2023 гг.

Ускоренная регистрация за 1 час!

Срок рассмотрения документов для регистрации на ЭТП ГПБ,по регламенту площадки, составляет пять рабочих дней.

Документация процедуры

Сведения об организаторе

Наименование организатора Организатор

Открытое акционерное общество Востокгазпром
Все закупки и тендеры Востокгазпром

634009, Российская Федерация, Томская область, Томск, Большая Подгорная, 73

634009, Российская Федерация, Томская область, Томск, Большая Подгорная, 73

Адрес электронной почты

Ф.И.О. контактного лица

Место рассмотрения предложений

РФ, 634009, г. Томск, ул. Большая Подгорная, д. 73, каб. 115

Комплекс бизнес услуг для поставщика в финансовом супермаркете ЭТП ГПБ!

www.etpfs.ru +7 800 100 66 20 info@etpfs.ru

Список лотов

Выполнение работ по капитальному ремонту (огнеупорные и теплоизоляционные работы) технологического оборудования и трубопроводов для нужд ООО «Газпром метанол» в 2021-2023 гг.

Источник

Выполнение работ по капитальному ремонту технологических трубопроводов Перегребненского ЛПУ МГ для нужд ООО «Газпром трансгаз Югорск» в 2023-2024 гг

Основные сведения

Описание секции

Закупки корпоративных заказчиков

Уникальный номер закупки

Номер закупки

21-00095

Выполнение работ по капитальному ремонту технологических трубопроводов Перегребненского ЛПУ МГ для нужд ООО «Газпром трансгаз Югорск» в 2023-2024 гг

Ускоренная регистрация за 1 час!

Срок рассмотрения документов для регистрации на ЭТП ГПБ,по регламенту площадки, составляет пять рабочих дней.

Документация процедуры

Сведения об организаторе

Наименование организатора Организатор

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ГАЗСТРОЙПРОМ
Все закупки и тендеры АО ГАЗСТРОЙПРОМ

196084, Российская Федерация, Санкт-Петербург, город, Ташкентская, д. 3 корп.3 лит. «Б», эт/ком 22/22

196084, Российская Федерация, Санкт-Петербург, город, Ташкентская, д. 3 корп.3 лит. «Б», эт/ком 22/22

+7 812 665-06-05 доб. 2811

Адрес электронной почты

Ф.И.О. контактного лица

Булаев Виктор Владимирович

Место рассмотрения предложений

Комплекс бизнес услуг для поставщика в финансовом супермаркете ЭТП ГПБ!

www.etpfs.ru +7 800 100 66 20 info@etpfs.ru

Список лотов

Выполнение работ по капитальному ремонту технологических трубопроводов Перегребненского ЛПУ МГ для нужд ООО «Газпром трансгаз Югорск» в 2023-2024 гг

Этапы закупочной процедуры

Дата и время окончания срока приема заявок

Дата и время вскрытия заявок

Подведение итогов не позднее

Дата подведения итогов

Цена договора и требования к обеспечению

Выполнение работ по капитальному ремонту технологических трубопроводов Перегребненского ЛПУ МГ для нужд ООО «Газпром трансгаз Югорск» в 2023-2024 гг

Размер обеспечения заявки (в рублях)

Для заключения контракта предоставьте банковскую гарантию

* Если это является обязательным условием

Получите банковскую гарантию с помощью сервиса ЭТП ГПБ

Количество поставляемого товара/объем выполняемых работ/оказываемых услуг

В соответствии с Техническим заданием.

Место поставки товаров/выполнения работ/оказания услуг

В соответствии с Техническим заданием.Рассчитать логистику >

Условия оплаты и поставки товаров/выполнения работ/оказания услуг

Требования к электронной подписи поставщиков

Подавать заявки без использования ЭП

Требования к документации

Официальный сайт, на котором размещена документация

196084, Российская Федерация, Санкт-Петербург, город, Ташкентская, д. 3 корп.3 лит. «Б», эт/ком 22/22

Источник

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт определяет единые для ОАО «Газпром» состав и порядок производства диагностических и расчетных работ по оценке технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов основного назначения компрессорных станций магистральных газопроводов.

1.2 Положения настоящего стандарта также распространяются на технологические трубопроводы основного назначения дожимных компрессорных станций, компрессорных станций подземных хранилищ газа и станций охлаждения газа ОАО «Газпром».

1.3 Настоящий стандарт распространяется на надземные и подземные технологические трубопроводы (включая фасонные изделия — тройники, отводы и т.д.) «высокой стороны» промплощадок (в том числе трубопроводные обвязки газоперекачивающих агрегатов, сосудов, работающих под давлением, аппаратов воздушного охлаждения газа), подключающие шлейфы, а также трубопроводы пускового, импульсного и топливного газа компрессорных станций магистральных газопроводов, дожимных компрессорных станций, компрессорных станций подземных хранилищ газа и станций охлаждения газа ОАО «Газпром».

1.4 Положения настоящего стандарта обязательны для использования в дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром», а также специализированных диагностических организациях, отвечающих требованиям СТО Газпром 2-3.5-046-2006, осуществляющих расширенные диагностические обследования или экспертизу промышленной безопасности оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов, дожимных компрессорных станций, компрессорных станций подземных хранилищ газа и станций охлаждения газа ОАО «Газпром».

1.5 Работы по оценке технического состояния и срока службы технологических трубопроводов основного назначения компрессорных станций проводятся в рамках экспертизы промышленной безопасности, регламентированной ПБ 03-246-98 [1] и ПБ 03-585-03 [2], и продления срока службы, регламентированного РД 03-484-02 [3].

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

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

ГОСТ 2999-75 (СТ СЭВ 470-77) Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Виккерсу

ГОСТ 7565-81 (ИСО 377-2-89) Чугун, сталь и сплавы. Метод отбора проб для определения химического состава

ГОСТ 9012-59 (ИСО 410-82, ИСО 6506-81) Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю

ГОСТ 9544-93 Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ 21104-75 Контроль неразрушающий. Феррозондовый метод

ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

ГОСТ 22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия

ГОСТ 23479-79 Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования

ГОСТ 23677-79 Твердомеры для металлов. Общие технические требования

ГОСТ 28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие требования

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

ГОСТ Р 52330-2005 Контроль неразрушающий. Контроль напряженно-деформированного состояния объектов промышленности и транспорта. Общие требования

СТО Газпром 2-2.3-066-2006 Положение о внутритрубной диагностике трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром»

СТО Газпром 2-2.3-220-2008 Методика мониторинга напряженно-деформированного состояния трубопроводных систем «высокой стороны» КС

СТО Газпром 2-2.3-243-2008 Инструкция по проведению измерений напряжений в металле трубопроводов при использовании приборов, основанных на магнитошумовом методе

СТО Газпром 2-2.3-244-2008 Инструкция по восстановлению исполнительной документации

СТО Газпром 2-2.3-324-2009 Диагностическое виброобследование технологических трубопроводов компрессорных цехов с центробежными нагнетателями. Нормы оценки и методы проведения работ

СТО Газпром 2-2.3-325-2009 Неразрушающий контроль тройников и тройниковых соединений технологических трубопроводов компрессорных станций. Нормы оценки и методы проведения работ

СТО Газпром 2-2.3-327-2009 Оценка напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов компрессорных станций

СТО Газпром 2-2.4-083-2006 Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных трубопроводов

СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

Примечание: При пользовании настоящим документом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

3.1.1 трубопроводы технологические основного назначения: Трубопроводы, предназначенные для транспортировки газа в пределах промплощадки объекта (компрессорная станция, станция охлаждения газа, газоизмерительная станция, газораспределительная станция) для выполнения основных технологических процессов (очистки, компримирования, охлаждения, измерения редуцирования и т.д.).

3.1.2 напряженно-деформированное состояние (трубопровода): Состояние, при котором в металле труб возникают напряжения и деформации под действием приложенных нагрузок и воздействий.

3.1.3 площадка измерения напряжений: Участок трубопровода, подготовленный для измерения напряжений.

3.1.4 трубопроводная обвязка: Технологические трубопроводы с запорной трубопроводной арматурой, необходимые для осуществления технологического процесса или эксплуатации оборудования.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АЭ — акустическая эмиссия;

АЭК — акустико-эмиссионный контроль;

ВТД — внутритрубная диагностика;

ВЧ — высокочастотный (-ая);

ГПА — газоперекачивающий агрегат;

ГРС — газораспределительная станция;

ДКС — дожимная компрессорная станция;

ЗРА — запорно-регулирующая арматура;

КРН — коррозионное растрескивание под напряжением:

КС — компрессорная станция;

КЦ — компрессорный цех;

КТ — катушка (труб);

МКЭ — метод конечных элементов;

НДС — напряженно-деформированное состояние;

НТД — нормативно-техническая документация;

НЧ — низкочастотный (-ая);

ОК — обратный клапан

ПХГ — подземное хранилище газа;

СКЗ — среднее квадратическое значение;

СОГ — станция охлаждения газа;

ТПО — трубопроводная обвязка;

ФЗК — феррозондовый контроль;

ЦБН — центробежный нагнетатель;

ЭХЗ — электрохимическая защита.

4 Основные положения

4.1 Условия, состав и порядок производства работ

4.1.1 Работы по оценке технического состояния и срока безопасной эксплуатации
проводятся в случаях, когда:

— выработан установленный проектом расчетный срок службы;

— выработан разрешенный (назначенный нормативным документом) к дальнейшей эксплуатации срок сверх установленного срока службы;

— выявлено неудовлетворительное техническое состояние технологических трубопроводов основного назначения (далее — трубопроводы) компрессорной станции, согласно требованиям нормативных документов, СТО Газпром 2-2.4-083, а также по результатам не менее чем трех методов неразрушающего контроля, предписываемых этими документами;

— выявлено наличие повреждений технологических коммуникаций компрессорного цеха, в том числе стресс-коррозионных, деформаций, повышенных вибраций и т.д., или на прилегающих к нему трубопроводах линейной части магистрального газопровода на расстоянии до 20 км включительно;

— выявлено наличие в составе трубопроводов компрессорной станции труб условным диаметром от 720 мм и более из сталей марок 19Г, 14ГН, 16ГН, 15Г2С, 16Г2САФ, 14 Г2САФ, 17 Г2САФ, 14ХГС (отечественное производство), «Ц» (производство Чехии), а также труб указанных диаметров, изготовленных по ТУ 20-28-40-48-79 [4] (производство Франции);

— эксплуатирующая организация (газотранспортное/газодобывающее общество ОАО «Газпром») инициирует производство указанного вида работ.

4.1.2 По составу и срокам проведения работ трубопроводы КЦ условно разделяются на два самостоятельных объекта: надземные и подземные трубопроводы. Основным аргументом целесообразности такого разделения является различие в составе работ по оценке их технического состояния (см. 6.2 и 6.3), а также необходимость проведения вскрышных земляных работ.

4.1.3 Если по каким-либо причинам эксплуатирующая организация не может обеспечить проведение вскрышных работ в требуемые сроки, должен быть назначен комплекс работ по оценке технического состояния подземных газопроводов КЦ в шурфах. В этих случаях сбор информации производится поэтапно.

4.1.4 Проведение вскрышных работ в полном объеме необязательно в случае выполнения следующих условий:

— соответствие опорной системы подземных трубопроводов проектной и исполнительной документации;

— удовлетворительная степень защищенности средствами ЭХЗ;

— удовлетворительное состояние изоляции подземного трубопровода;

— результаты ВТД или АЭ показывают отсутствие дефектов.

4.1.5 Конструктивными элементами технологических трубопроводов (далее — элементами трубопроводов) являются прямолинейные участки труб, ОТ, ТР и иные технологические изделия, объединенные в единую систему в границах обследуемого участка и предназначенные для обеспечения транспорта газа по данному участку трубопровода на основе заданной проектом технологической схемы.

4.1.6 В конструктивных элементах выделяются зоны или участки с высоким уровнем приложенных нагрузок или неблагоприятных воздействий, предрасположенные к ускоренному накоплению повреждений и зарождению дефектов, а также участки с максимальным уровнем текущей и прогнозируемой дефектности. К этой же группе должны быть отнесены сварные соединения, расположенные в пределах конструктивного элемента, и сварные соединения между отдельными конструктивными элементами трубопровода.

4.1.7 Оценка параметров технического состояния проводится поэлементно для труб, отводов, тройниковых соединений, сварных соединений, переходников и т.д.

4.1.8 Порядок производства работ по настоящему стандарту показан на рисунке 1 в нескольких уровнях:

— сбор и анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

— поэлементная оценка параметров технического состояния элементов трубопровода методами неразрушающего контроля;

— определение статических и динамических нагрузок (статические нагрузки от давления, температурного перепада, кинематического воздействия, весовые нагрузки, в том числе от грунта, и динамические напряжения, связанные с вибрацией на рабочих и пусковых режимах);

— анализ дефектов и оценка технического состояния конструктивных элементов трубопроводов на основе результатов неразрушающего контроля и расчетов на прочность. Рассматриваются изменения механических свойств металла в процессе эксплуатации, а также виды дефектов;

— устранение недопустимых дефектов;

— оценка технического состояния и расчет срока безопасной эксплуатации отдельных элементов трубопровода (трубы, отводы, тройники и т.д.) с дефектами и без них;

— составление заключения по сроку безопасной эксплуатации трубопровода, условиям дальнейшей эксплуатации, регламенту мониторинга НДС с учетом требований СТО Газпром 2-2.3-220 и дефектов.

Рисунок 1 — Порядок производства работ

4.2 Общие требования

4.2.1 Привлекаемые для оценки технического состояния и срока безопасной эксплуатации трубопроводов специализированные диагностические организации должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-3.5-046 и иметь лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасности.

4.2.2 Перед проведением работ диагностическая организация составляет для эксплуатирующей организации техническое задание на организационную и техническую подготовку трубопроводов КС к диагностическим работам.

4.2.3 Контроль состояния трубопроводов как этап оценки их технического состояния может совмещаться по времени с периодическим эксплуатационным или внеочередным контролем за состоянием металла трубопроводов.

4.2.4 Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводов осуществляются с учетом фактических параметров нагружения: внутреннего давления, температуры стенок труб, кинематической нагрузки, весовой нагрузки и т.д. По результатам оценки технического состояния и срокам безопасной эксплуатации элементов трубопроводов принимаются решения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации трубопроводов КС в целом, периодичности контроля технического состояния и подтверждения выполненных оценок срока безопасной эксплуатации.

4.2.5 При несоответствии технического состояния трубопроводов требованиям СТО Газпром 2-2.4-083 принимается решение о ремонте трубопровода с заменой элементов, изменения условий и режимов эксплуатации или выполнении расчетного обоснования прочности дефектных элементов.

4.2.6 Сведения, полученные при оценке технического состояния и срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводов, вносятся в паспорт технического состояния технологических трубопроводов КЦ в соответствии с инструкциями по базовой паспортизации технологических трубопроводов [5] — [7]. К паспорту прилагается решение по оценке технического состояния и сроку безопасной эксплуатации трубопроводов.

5 Сбор и анализ документации

5.1.1 Эксплуатирующая организация предоставляет диагностической организации всю имеющуюся проектную, исполнительную и эксплуатационную документацию по трубопроводам.

— проектную документацию на трубопроводы с опорами и подвесками;

— характеристику грунтов, характеризующую их коррозионную агрессивность на локальных участках газопровода;

— диаметры и толщины стенок труб, характеристики соединительных деталей;

— расчет трубопровода на прочность (или выписку из него с указанием обозначения расчета);

— план и профиль трубопровода, проектные решения на отдельных участках. В выписке из расчета на прочность должны быть представлены:

— перечень рассчитываемых узлов трубопроводов и действующих на них нагрузок и температурных воздействий;

— перечень режимов эксплуатации (включая нарушение нормальных условий и аварийные ситуации, на которые проводился расчет, число циклов при каждом режиме эксплуатации, данные оценки прочности по критериям норм расчета на прочность).

В случае отсутствия какой-либо из частей указанной документации эксплуатирующая организация должна запросить ее у проектной организации.

— исполнительная схема сварных соединений трубопроводов;

— сертификаты и паспорта качества на трубы и другие элементы;

— комплект схем и чертежей трубопровода, которые должны давать возможность контроля соответствия трубопровода требованиям проекта, оснащения контрольно-измерительными приборами и т.п., с указанием расположения сварных соединений и опор;

— документация (согласование) по изменению проектных решений при строительстве. В случае отсутствия исполнительной документации эксплуатирующая организация

обеспечивает работы по ее восстановлению в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-244.

5.4 Эксплуатационная документация должна содержать:

— общие данные (сведения о заводе-изготовителе труб, соединительных фасонных изделий и владельце трубопровода, строительно-монтажной организации, дате изготовления элементов трубопроводов, дате монтажа участков трубопроводов; обозначение чертежей);

— технические характеристики (например, температура и давление рабочей среды, давление и минимальная температура гидроиспытаний, испытательная среда, срок службы);

— результаты гидравлических испытаний (дата и обозначение протокола испытаний, давление, продолжительность, минимальная температура испытаний, срок следующего испытания);

— данные о реконструкции трубопроводов;

— срок службы трубопроводов.

В случае отсутствия необходимой эксплуатационной документации эксплуатирующая организация обеспечивает работы по ее восстановлению.

— контроля за состоянием металла и сварных соединений в процессе эксплуатации (дата контроля и обозначение документа, результаты контроля, срок следующего контроля). При обнаруженных дефектах в элементах трубопроводов следует рассмотреть сведения о методе контроля и обстоятельствах их обнаружения, виде, размерах, ориентации, месте расположения дефектов, а также информацию о причинах возникновения дефектов и выполненных мероприятиях (ремонт, замена участка трубопровода, допуск трубопровода в эксплуатацию с дефектами, результаты контроля размеров дефектов во времени и т.д.). На основании анализа результатов контроля состояния металла трубопровода специалистам диагностической организации следует определить участки трубопровода (сварные соединения, отводы и т.д.), наиболее подверженные эксплуатационным повреждениям;

5.6 По результатам анализа технической документации, указанной в 5.2 — 5.5, диагностическая организация составляет заключение, которое должно содержать:

— перечень проанализированной документации;

— сведения об исходных данных о трубопроводах;

— сведения о результатах контроля и технического освидетельствования элементов трубопроводов;

— сведения о ремонте и реконструкции объекта;

— сведения об истории нагружения трубопровода (число циклов «пуск-останов», рабочие давление, температура и уровни вибраций элементов технологических трубопроводов на каждом режиме).

6 Оценка технического состояния

6.1 При отсутствии части документации на элементы трубопроводов, в особенности касающейся материалов и их механических свойств (сертификаты качества и паспорта труб, отводов, тройников, сварных соединений и т.д.) должны быть выполнены предварительные работы методами неразрушающего контроля:

— анализ химического состава, идентификация отечественного или зарубежного аналога марки стали по химическому составу по ГОСТ 7565;

— серия измерений толщин стенок для установления сортаментов элементов по ГОСТ 14782;

— анализ технических условий отечественных или зарубежных заводов-изготовителей в целях идентификации изделия по химическому составу, механическим свойствам и значениям сортамента.

По результатам проведенных работ проводится восстановление исполнительной документации (см. 5.3) в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-244.

— контроль качества сварных соединений, в соответствии с методами, объемами, нормами и правилами, регламентированными СТО Газпром 2-2.4-083 и Временной методикой ОАО «Газпром» [8];

— визуальный и измерительной контроль качества основного металла всех элементов по ГОСТ 23479 и РД 03-606-03 [9]; при обнаружении дефектов (вмятины, гофры, коррозионные повреждения и др.) необходимо использовать дополнительные методы контроля: феррозондовый по ГОСТ 21104, магнитопорошковый по ГОСТ 21105 или капиллярный по ГОСТ 18442;

— ультразвуковой контроль толщин стенок по ГОСТ 28702;

— контроль тройниковых соединений в соответствии с методами, объемами и нормами, регламентированными СТО Газпром 2-2.3-325;

— дефектоскопия выявленных дефектов (например, каверны и язвы наружной коррозии, в том числе язвенной коррозии под защитным покрытием трубопроводов, трещины или колонии трещин КРН элементов трубопроводов, эрозионное утонение стенок и гофры отводов, дефекты кольцевых сварных швов, накопление усталостных повреждений, зарождение и развитие дефектов в условиях малоциклового нагружения в тройниках и т.д.).

По результатам оценки технического состояния элементов трубопроводов выявляются потенциально опасные элементы или участки трубопроводов с дефектами.

6.3 Оценка технического состояния подземных трубопроводов ТПО КЦ, помимо работ по 6.2 , предусматривает следующие виды поэлементного контроля при проведении вскрышных земляных работах в полном объеме:

— контроль наличия и соответствия проекту опорной системы;

— контроль состояния опор.

6.4 При невозможности проведения земляных работ, все вскрышные работы по 6.3 могут быть заменены шурфованием. Количество шурфов при этом должно соответствовать количеству наиболее проблемных из контролируемых элементов (тройники, тройниковые соединения, отводы, опоры). Помимо работ по 6.3, также производится проверка эффективности работы ЭХЗ в соответствии с ГОСТ Р 51164 и контроль состояния подземных участков методами АЭ в соответствии с ПБ 03-593-03 [10] или ВТД в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-066.

6.5 По результатам контроля должна быть проведена оценка технического состояния каждого элемента трубопроводов в соответствии с действующей НТД.

6.6 Рекомендации по проведению инструментального обследования и оценке состояния основного металла и металла сварных соединений приведены в приложении А.

7 Определение статических и динамических нагрузок

7.1 Для расчета НДС элементов трубопроводов необходимы данные о типе и численных значениях нагрузок. Для оценки уровня накопленных повреждений и оценок в будущем данные о нагрузках и воздействиях должны быть подготовлены с учетом фактора времени. Оценка совокупных воздействий на трубопроводы должна быть получена с учетом взаимного влияния и сочетаемости нагрузок и воздействий различного происхождения. Выявление возможных комбинаций и сочетаний нагрузок с учетом их развертывания во времени является обязательным и неотъемлемым этапом общего анализа нагрузок и воздействий. Дополнительно должен быть проведен анализ экстремальных значений нагрузок, необходимых для расчета несущей способности трубопровода по критериям прочности.

7.2 Определение статических нагрузок

7.2.1 Работы по определению НДС трубопроводов КС проводятся в соответствии с ГОСТ Р 52330, СТО Газпром 2-2.3-327 и включают в себя прямые измерения действующих напряжений и деформаций, а также прочностной расчет конструкции численными методами с учетом возможного непроектного положения ТПО КС.

7.2.2 Для определения наиболее нагруженных участков ТПО КС при статическом нагружении используется расчетно-экспериментальный метод, включающий:

— сбор исходных данных;

— геодезические измерения (нивелирование) и анализ результатов;

— измерения деформаций и напряжений;

— расчеты НДС трубопроводов КЦ;

— анализ результатов расчетов и измерений, выводы.

7.2.3 Геодезические измерения контролируют отклонение положения трубопроводов от проектного и проводятся в соответствии с инструкциями ОАО «Газпром» [5], [7]. Анализ результатов геодезических измерений определяет причины отклонения труб от проектного положения:

— некорректное исполнение проектных заданий;

— подвижки фундаментных оснований опор трубопроводов;

— просадка подземных трубопроводов в процессе эксплуатации.

7.2.4 По результатам анализа геодезических измерений идентифицируют возможные кинематические нагрузки при проведении прочностных расчетов и косвенно определяют дополнительные сечения при проведении измерений напряжений.

— измерения напряжений должны проводиться в сечениях геодезических измерений;

— кроме того, измерения напряжений должны проводиться в сечениях повышенных значений расчетных напряжений при проектном положении участка и проектных нагрузках;

— окончательный перечень площадок измерения напряжений формируется после проведения предварительного расчета участка с нагрузками в виде возможных перемещений, полученными из результатов геодезических измерений.

7.2.6 При проведении основных и промежуточных расчетов расчетные схемы для определения НДС трубопроводов КС не регламентируются какими-либо нормативными документами, однако в части задания нагрузок, воздействий и коэффициентов надежности по нагрузке они должны быть составлены с учетом требований СНиП 2.05.06-85* [11]. Расчетные схемы должны адекватно отражать условия закрепления в граничных условиях, виды нагрузок, конструкции опор с трением, жесткостные характеристики и линейные размеры ЗРА и т.д. При задании нагрузок в расчетных схемах должны быть учтены: собственный вес элементов технологических трубопроводов, номинальное внутреннее давление, температурные перепады, силы трения на опорах и если есть — кинематические нагрузки в перемещениях. При выполнении статических расчетов расчетные схемы должны быть скорректированы в граничных условиях с учетом измеренных фактических статических перемещений под нагрузкой. Данное требование должно обеспечивать сходимость измеренных и расчетных значений перемещений.

7.2.7 Для подземных участков трубопроводов расчетная схема должна отражать условия работы трубопровода и взаимодействие его с грунтами только с учетом весовой нагрузки грунтов и фактической опорной системы.

7.2.8 Результаты расчетов должны содержать числовые данные по перемещениям, внутренним усилиям и напряжениям, а также эпюры перемещений, эпюры максимальных эквивалентных или продольных напряжений, эпюры продольных сил и изгибающих моментов. В результатах расчетов должны быть указаны участки с максимальными уровнями напряжений и сопутствующими пояснениями по допустимости или недопустимости расчетных значений по отношению к нормативным значениям.

7.2.9 При перекрестном анализе результатов измерений и расчетов необходимо сопоставить для одних и тех же узлов расчетные значения перемещений и результаты геодезии, фактические и расчетные значения зазоров над опорами, а также значения напряжений.

7.3 Определение динамических нагрузок

7.3.1 Измерения вибропараметров и расчеты по идентификации резонансных участков ТПО проводятся в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-324.

7.3.2 Основными измеряемыми динамическими величинами при проведении виброобследований являются:

— вибрация участков трубопроводов;

— пульсация давления газа в ТПО;

— вибрация других конструктивных и технологических узлов и элементов трубопроводов.

7.3.3 При проведении виброобследований трубопроводов используются следующие виды измерений колебательных процессов:

— измерения вибрации элементов трубопроводов и пульсации давления транспортируемого газа, выполняемые на установившихся режимах работы ГПА;

— измерения параметров (частоты, коэффициенты демпфирования) собственных колебаний участков трубопроводной системы, выполняемые на неработающих объектах при ударном возмущении колебаний или при использовании внешнего генератора переменной частоты;

— измерения вибрации трубопроводов, выполняемые на переходных режимах работы ЗРА и ГПА.

7.3.4 Контролируемыми (сопоставляемыми с нормами) параметрами вибрации технологических трубопроводов, корпусов ЗРА и ЦБН являются СКЗ виброскорости в указанных в настоящем стандарте частотных диапазонах (общие уровни вибрации). Основными параметрами анализа вибрации являются:

— СКЗ общих уровней виброскорости и амплитуды отдельных дискретных спектральных составляющих;

— частоты и фазы спектральных составляющих;

— собственные частоты колебаний линейного участка трубопровода или трубы как оболочки.

7.3.5 Измерения проводятся в НЧ- и ВЧ-диапазонах. Верхняя частотная граница НЧ-диапазона устанавливается равной 100 или 200 Гц, а нижняя частотная граница ВЧ-диапазона устанавливается равной 100 или 200 Гц в зависимости от выбранной верхней границы НЧ-диапазона. Верхняя частотная граница ВЧ-диапазона устанавливается равной 1500, или 2000, или 2500 Гц с учетом необходимости включения в ВЧ-диапазон 1-й и 2-й «лопаточной» составляющих от скорости вращения ротора ЦБН. При этом «лопаточная» составляющая должна быть ниже верхней границы ВЧ-диапазона как минимум на 200 Гц.

7.3.6 НЧ-вибрация измеряется на кранах, люках-лазах, обратных клапанах, на отводах и тройниках до крана № 1 и за краном № 2 (по ходу газа) линий ГПА, на тройниках, отводах и на концах тупиковых участков надземных коллекторов, на отводах линий кранов № 6 и № 3-бис, тройниках.

7.3.7 ВЧ-вибрация измеряется на отводах за краном № 1 и до крана № 2 линий ГПА (на ближних к кранам), на участках входного и выходного трубопроводов, примыкающих к нагнетателю, но не ближе 1,5 — 2 м от фланца ЦБН (можно у лобовых опор), на тройнике подключения рециркуляционного трубопровода к выходному, на тройниках люк-лазов, в сечениях входных/выходных трубопроводов на участках между ЦБН и кранами № 1 и/или № 2. Конкретное расположение сечения может назначаться: на входном фильтре, на толстостенных/тонкостенных катушках, на тройниках люк-лазов (по основному и/или боковому проходам тройника), на первом по ходу газа отводе в точке проведения толщинометрии, в сечениях на середине участка между обратным клапаном и регулирующим клапаном или краном № 6, при наличии регулирующего клапана — на расстоянии 1 м за регулирующим клапаном.

7.3.8 Анализ результатов измерения вибропараметров должен содержать перечень амплитуд и частот вибропараметров, точек измерений и режимов, при которых СКЗ превышают допустимые значения, приведенные в Приложении Б. Перечень указанных значений необходим для:

— выяснения причин повышенных вибраций;

— использования их при проведении расчетов динамических напряжений;

— определения точек измерения динамических деформаций по каждому режиму.

7.3.9 Динамические напряжения определяются на основе расчета по параметрам вибрации и/или путем прямых измерений.

7.3.10 Расчет динамических напряжений выполняется, исходя из параметров вибрации, соответствующих верхней границе допустимого диапазона. Расчет динамических напряжений для НЧ-области проводится в балочной постановке задачи, а для ВЧ-области — в оболочечной [12].

7.3.11 Измерения динамических деформаций и/или напряжений проводятся при режимах (давление, температура, обороты и т.д.), на которых измерены сверхнормативные значения вибропараметров.

7.3.12 Величины динамических напряжений должны быть учтены при оценке срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводов.

8 Оценка срока безопасной эксплуатации элементов технологических трубопроводов

8.1 Оценка срока безопасной эксплуатации каждого элемента трубопровода производится на основе полученных данных об исходном состоянии материала и его свойствах (см. раздел 5), техническом состоянии элемента (см. раздел 6), фактических статических и динамических нагрузок (см. раздел 7) и истории его нагружения (см. раздел 5). Если отсутствует часть документации по истории нагружения, то текущие статические и/или динамические нагрузки принимаются на весь период эксплуатации. Схема оценки срока безопасной эксплуатации элементов трубопровода показана на рисунке 2.

8.2 Если фактические параметры состояния материала и нагружения (значения температуры и давления, числа циклов соответствующих режимов и т.д.) не превышали проектных и нормируемых параметров и значений, то принимается решение о соответствии трубопровода требованиям, установленным проектной документацией.

Рисунок 2 — Схема оценки срока безопасной эксплуатации элементов трубопроводов

8.3 Если фактические параметры состояния материала и/или нагружения превышали проектные и нормируемые параметры и значения, то необходимо выполнить расчет на прочность в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* [11].

— овализация — в соответствии с Р 51-31323949-42 [13];

— гофры и вмятины — в соответствии с рекомендациями по оценке прочности и устойчивости трубопроводов [14];

— поверхностная коррозия и эрозионное утонение стенки — в соответствии с Р 51-31323949-42 [13].

Прочностная оценка элементов с дефектами в кольцевых сварных швах проводится в соответствии с Временной методикой ОАО «Газпром» [8].

8.5 Если по результатам расчета на статическую прочность дефект определяется как недопустимый, то принимается решение о замене элемента. Если же дефект допустим — проводится оценка срока безопасной эксплуатации элемента с дефектом в соответствии с реализуемым механизмом накопления повреждений и развития дефекта.

8.5.1 При утонении стенок труб и отводов вследствие коррозии и эрозии необходимо принять скорость износа по фактическому состоянию и оценить время достижения предельного состояния.

8.5.2 Для трещиноподобных дефектов следует рассчитать число циклов, необходимое для достижения критических размеров дефекта (предельное состояние трещины) с учетом вязкого роста трещины в соответствии с Временной методикой ОАО «Газпром» [8].

8.5.3 Для труб и отводов с вмятинами и гофрами, для сварных швов со смещением кромок, оценка срока безопасной эксплуатации должна проводиться на основе критериев малоцикловой усталости и выносливости в соответствии с Приложением В.

8.6 Провести расчет на циклическую прочность труб и отводов, в которых не были выявлены дефекты и повреждения, исходя из их фактического технического состояния с учетом действующих статических и динамических нагрузок в соответствии с Приложением В. Определить срок безопасной эксплуатации по критериям малоцикловой усталости и выносливости.

8.7 Провести расчет на циклическую прочность тройников в соответствии с приложением Г.

9 Заключительная часть работ. Оформление выходной документации

9.1 По результатам оценки срока безопасной эксплуатации по каждому элементу принимается (см. раздел 6) одно из следующих решений:

— продление срока эксплуатации не менее чем на 10 лет без ограничений по режимам эксплуатации, предусмотренных проектом;

— продление срока эксплуатации не менее чем на 10 лет при условии мониторинга технического состояния и/или нагрузок;

— вывод элемента из эксплуатации с заменой или с ремонтом.

9.2 Срок безопасной эксплуатации ТПО КС в целом определяется по элементу с минимальным сроком безопасной эксплуатации из всех элементов ТПО.

9.3 При продлении срока эксплуатации элемента без ограничений режимов эксплуатации или при замене элемента мониторинг технического состояния элемента не назначается.

9.4 При продлении срока эксплуатации элемента с дефектом, в т.ч. после ремонта, назначается мониторинг его технического состояния. Регламент мониторинга разрабатывается с учетом фактического технического состояния и действующих статических и динамических нагрузок.

9.5 Мониторинг статической нагрузки может быть назначен для участков трубопроводов с повышенным уровнем НДС и/или склонным (по результатам геодезических измерений) к отклонению от проектного положения в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-220.

9.6 По результатам анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации, данных технического диагностирования, выполнения расчетов НДС диагностическая организация составляет отчет и выдает экспертное заключение о техническом состоянии, указывает срок и условия безопасной эксплуатации технологических трубопроводов «высокой стороны» КС при условии выполнения назначенных диагностической организацией компенсирующих мероприятий.

10 Требования безопасности при проведении работ (требования безопасности жизни и здоровья граждан)

10.1 К проведению работ по неразрушающему контролю допускаются специалисты, прошедшие специальную теоретическую подготовку, практическое обучение и аттестацию в соответствии с ПБ 03-440-02 [15].

10.2 Рабочие места при проведении работ должны соответствовать требованиям СП 2.2.1.1312-03 [16].

10.3 На рабочих местах, где проводятся работы с электрооборудованием, должны быть обеспечены условия электробезопасности в соответствии с требованиями ПОТ Р М-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00 [17].

10.4 В случае выполнении контроля на высоте должны быть обеспечены условия их проведения в соответствии с требованиями ПОТ Р М-012-2000 [18].

10.5 Все специалисты, участвующие в работах по оценке технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, должны знать и выполнять общие правила безопасности, установленные для работников КС, ДКС, КС ПХГ или СОГ ОАО «Газпром», где проводятся работы, а также требования Правил безопасности [19], ПБ 03-517-02 [20] и ПБ 08-624-03 [21].

Приложение А
(рекомендуемое)
Рекомендации по проведению инструментального обследования и оценке состояния основного металла и металла сварных соединений

А.1 Визуальный и измерительный контроль

А.1.1 Визуальный контроль выполняется по всей поверхности трубы. При неудовлетворительных результатах осмотра определяется граница дефектного участка, делается вывод о проведении более детального обследования другими методами неразрушающего контроля (магнитопорошковый или ультразвуковой).

А.1.3 Овальность и разностенность труб не должны превышать предельные отклонения по диаметру и толщине стенки.

А.1.4 Сварные швы труб должны быть плотными; непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются. В металле труб не допускается наличие трещин, плен, рванин, закатов, а также расслоений длиной свыше 80 мм в любом направлении. Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, подрезов, непроваров, утяжин, осевой рыхлости и других дефектов формирования шва.

А.1.5 Усиление наружного шва должно находиться в пределах 0,5 — 2,5 мм для труб со стенкой толщиной до 10 мм и 0,5 — 3,0 мм для труб со стенкой толщиной свыше 10 мм .

А.1.6 При визуальном и измерительном контроле опорных конструкций (ложементов, хомутов и опорных подушек) проверяется:

— наличие контакта между трубопроводом и опорой;

— перекос опорных поверхностей;

— смещение опорной поверхности трубопровода относительно центра опоры в поперечном и осевом направлениях;

— количество и качество вставок, установленных для устранения зазоров;

— наличие трещин и разрушений, раскачивания опор в грунте.

Крепежные детали (шпильки, болты, гайки) отбраковываются, если выявлены трещины, срывы, выкрашивание ниток резьбы, коррозионный износ резьбы, изгиб болтов, шпилек, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней и скругление ребер болтов и гаек.

А.2.1 Ультразвуковой контроль толщины стенки трубопроводов осуществляется на каждом прямом участке трубопровода через 5 м , катушке, тройнике, отводе и в околошовной зоне в соответствии с инструкцией по контролю толщин стенок отводов надземных газопроводов [22].

А.2.2 Оценка результатов контроля состоит в сравнении измеренных значений толщины стенки с данными сертификатов труб или предыдущих диагностических обследований.

А.2.3 Для всех элементов трубопроводов фактическая толщина стенки на момент обследования должна быть не менее величины, равной отбраковочной, плюс прибавки на эрозионный и коррозионный износ за время после предыдущего обследования.

А.2.4 При обнаружении значительного отклонения толщины стенки в отдельных контрольных точках формулируется вывод о необходимости проведения мониторинга в этих местах для подтверждения обнаруженного дефекта и определения его характера.

А.2.5 Места (точки) замера наносятся на схему ТПО.

А.3 Измерение твердости материала

А.3.1 Механические (прочностные) характеристики металла определяются по измеренным значениям твердости по ГОСТ 22761 или могут определяться по диаграмме вдавливания с помощью специализированного приборного оборудования (например, с помощью прибора ПИМ-ДВ-01, который позволяет определять такие характеристики металла, как предел прочности, предел текучести, относительное удлинение, относительное сужение, твердость по Бринеллю, твердость по Виккерсу).

А.3.2 Места измерения твердости совпадают с местами измерения толщины стенки. Особое внимание обращается на участки, работающие в наиболее сложных условиях: вблизи отводов, тройниках, врезках, местах сужения трубопроводов, перед арматурой и после нее, в местах скопления веществ, вызывающих коррозию, застойных зонах, дренажах, тупиковых и временно неработающих участках, воротниках фланцев.

А.3.4 В случае, если полученный результат показывает, что твердость металла на участке трубопровода (или сварного соединения) не соответствует НТД, то металл такого участка подлежит, по решению диагностической организации, дополнительным исследованиям с целью подтверждения заявленных характеристик металла (марок стали), например проведением химического анализа металла по ГОСТ 7565.

А.3.5 Места (точки) замера наносятся на схему ТПО.

А.4 Феррозондовый контроль

А.4.1 ФЗК сварных соединений и основного материала в околошовной зоне выполняется с целью выявления недопустимых дефектов.

А.4.2 Проведение ФЗК позволяет значительно сократить трудозатраты по проведению ультразвукового контроля.

А.5 Ультразвуковой контроль сварных швов

А. 5.1 Ультразвуковой контроль кольцевых сварных соединений на стадии эксплуатации проводится в соответствии с Временной методикой ОАО «Газпром» [8]. Остальные типы сварных соединений на этапе эксплуатации контролируются в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-083.

А.5.2 Ультразвуковой контроль сварных соединений после ремонта или замены элемента трубопровода выполняется в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-083.

А.6 Геодезические обследования

А.6.1 Геодезические обследования проводятся для надземной и подземной ТПО (в шурфах) по точкам базовой паспортизации с дополнительными замерами по верхней образующей трубопроводов, если длина прямого участка превышает 3,5 м .

А.6.2 Проверке также подвергается вертикальность основных несущих конструкций ТПО.

А.7 Акустико-эмиссионный контроль

А.7.1 Решение о необходимости проведения АЭК подземных трубопроводов (в шурфах) принимается экспертной группой и проводится в соответствии с ПБ 03-593-03 [10].

А.7.2 Основная цель АЭК: обнаружить развивающиеся дефекты и определить области их вероятного расположения с целью последующей идентификации характера источника АЭ другими средствами и методами неразрушающего контроля.

А.7.3 АЭК проводится при пневмо- или гидроиспытаниях.

Пневмоиспытания производятся путем стравливания или заполнения технологическим газом технологических коммуникаций КС «от — до» величины входного давления КЦ при неработающих ЦБН. При гидроиспытаниях ТПО выдерживают под давлением 1,25 Р_раб в течение 24 ч. Скорость подъема давления должна находиться в пределах от 0,002 Р_исп до 0,02 Р_исп в минуту. Давление в трубопроводе поднимают наполнительными агрегатами до величины максимально возможной по их техническим характеристикам, а затем — опрессовочным агрегатом — до давления испытания на прочность. Контроль давления должен осуществляться в начале, в конце и в верхней точке испытываемого участка трубопровода не реже одного раза в 10 мин с помощью дистанционных самопишущих приборов. При отсутствии дистанционных самопишущих приборов для контроля давления должны применяться поверенные, опломбированные и имеющие паспорт манометры класса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного значения. Герметичность затворов арматуры в зависимости от ее назначения и условного прохода должна соответствовать ГОСТ 9544 или стандартам и техническим условиям на конкретные виды арматуры.

А.8 Особенности обследования подземных трубопроводов

А.8.1 Целью работ является выявление наиболее подверженных коррозии участков трубопроводов, оценка состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводов, оценка состояния системы ЭХЗ и защищенности подземных трубопроводов.

А.8.2 Интегральная оценка защитных покрытий трубопровода должна выполняться, в соответствии с 6.2.12.1 ГОСТ Р 51164, на основании данных о силе тока установок катодной защиты и распределения потенциалов вдоль трубопровода, а также выборочно методом катодной поляризации.

А.8.3 Защитные покрытия трубопроводов контролируются по показателям и нормам таблицы 1 ГОСТ Р 51164, а также нормам таблиц 2 и 3 ГОСТ Р 51164 по следующим показателям: адгезия в нахлесте (пункт 9 таблицы 2), адгезия к стали (пункт 10 таблицы 2 и пункт 4 таблицы 3) в соответствии с 6.2.1 ГОСТ Р 51164. Допускается контролировать адгезию мастичного покрытия методом выреза треугольника с углом около 60° и сторонами 3- 5 см с последующим снятием покрытия ножом от вершины надреза. Адгезия покрытия считается удовлетворительной, если вырезанный треугольник отслаивается только с приложением усилия, при этом наблюдается когезионный характер отслаивания по всей площади трубы под вырезанным треугольником в соответствии с 6.2.6 ГОСТ Р 51164.

А.8.4 Контролируется ширина нахлеста смежных витков, которая при однослойном нанесении составляет не менее 3 см , при двухслойном покрытии наносимый виток должен перекрывать уложенный на 50 % его ширины плюс 3 см в соответствии с 6.2.6 ГОСТ Р 51164.

А.8.5 Определяется коррозионная агрессивность среды (грунтов, грунтовых и других вод) по отношению к металлу.

А.8.6 Определяется соответствие установок катодной защиты требованиям ГОСТ Р 51164, а также правил [23 — 25].

Приложение Б
(обязательное)
Нормирование уровней вибрации

Б.1 Используемые для оценки вибросостояния трубопроводов нормы, представленные для НЧ-вибрации — в таблице Б.1 и для ВЧ-вибрации — в таблице Б.2, базируются на экспериментальных данных, полученных при диагностических обследованиях трубопроводов КС ОАО «Газпром» и соответствуют СТО Газпром 2-2.3-324.

Б.2 Градация зон вибрационного состояния

Б.2.1 Зона «А» — в эту зону попадает, как правило, вибрация трубопроводов вводимых в эксплуатацию новых и реконструированных КЦ или вибрация после ремонта трубопроводов и их опор.

Б.2.2 3она «В» — трубопроводы, вибрация которых попадает в эту зону, обычно могут считаться пригодными для дальнейшей эксплуатации без ограничения сроков.

Б.2.3 Зона «В1» — трубопроводы, вибрация которых попадает в эту зону, обычно могут считаться пригодными для дальнейшей эксплуатации без ограничения сроков, но имеются конструктивные или эксплуатационные условия, способные привести к ухудшению их технического состояния.

Б.2.4 Зона «С» — трубопроводы, вибрация которых попадает в эту зону, обычно рассматриваются как непригодные для длительной эксплуатации.

Б.2.5 Зона «Д» — уровни вибрации в данной зоне обычно рассматриваются как достаточно серьезные, для того чтобы вызвать повреждение трубопроводов.

Б.З Нормами установлены значения границ зон вибрационного состояния трубопроводов по НЧ и ВЧ вибрации (таблицы Б. 1 и Б.2 соответственно).

Б.4 Оценка вибросостояния трубопроводов

Б.4.1 Оценка вибросостояния трубопроводов проводится отнесением зарегистрированного общего уровня вибрации Ve (мм/с) к соответствующей зоне вибросостояния для каждого из обследованных режимов работы ГПА и КЦ. По результатам оценки вибросостояния делается вывод о дальнейшей эксплуатации КЦ или ГПА, определяются рекомендуемые ограничения на режимы работы, в частности, запрещенные режимы, а также назначаются периодичность и точки для последующих контрольных измерений.

Б.4.2 Оценка вибросостояния трубопроводов выполняется по наихудшей из оценок по НЧ- и ВЧ-вибрации.

Таблица Б.1 — Нормы НЧ-вибрации трубопроводов для диапазона частот от 4 до 100 (200) Гц включительно

Источник