Методика оценки технического состояния стальных и полиэтиленовых газопроводов
Обновлено: 28.04.2024
МЕТОДИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ
ПОЛОЖЕНИЕ О ДИАГНОСТИРОВАНИИ ТЕХНИЧЕСКОГО
СОСТОЯНИЯ ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ ЖИЛЫХ И ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ
РАЗРАБОТАНО авторским коллективом специалистов Госстроя России, Межрегиональной компанией по внедрению газосберегающих технологий и новой техники (ООО "МК-Экономгаз"), ЗАО "Горгазконтроль", ЦНИиПИ "Жилпромстрой", в составе: В.В.Авдеева, А.А.Сорокина, В.П.Линева, Б.В.Соколинского, Э.С.Канторовича, Ю.И.Новикова и других инженерно-технических работников.
СОГЛАСОВАНО Госгортехнадзором России Б.А.Красных, письмом от 02.03.2000 N 03-35/77.
УТВЕРЖДЕНО Приказом Госстроя России от 3 мая 2000 г. N 101.
1.1. Положение устанавливает организационно-технические основы для проведения диагностики технического состояния внутренних газопроводов жилых и общественных зданий.
1.2. По результатам диагностики владельцами зданий с участием обслуживающих и эксплуатирующих организаций принимаются решения о возможности дальнейшей эксплуатации газопроводов.
1.3. Положение разработано с учетом основных требований "Методических указаний по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России" (РД 09-102-95), ГОСТ 27.004-85 и ГОСТ 27.002-89, "Правил безопасности в газовом хозяйстве" Госгортехнадзора России и других соответствующих нормативных документов.
2. Область применения
2.1. Требования настоящего Положения обязательны для всех предприятий и организаций, независимо от форм собственности, а также физических лиц, являющихся владельцами или занимающихся эксплуатацией, обслуживанием и контролем технического состояния внутренних газопроводов жилых и общественных зданий.
3. Общие положения
3.1. Диагностика внутренних газопроводов включает в себя комплекс организационных и инженерно-технических мероприятий, предназначенных для определения:
- реальных условий эксплуатации газопровода;
- технического состояния газопровода;
- остаточного ресурса (продление, сверх нормативного, срока безопасной эксплуатации газопровода) или обоснования необходимости замены (реконструкции) внутреннего газопровода.
3.2. Основными организационными и инженерно-техническими мероприятиями при диагностике внутренних газопроводов являются:
- анализ имеющейся технической документации на систему внутреннего газоснабжения здания;
- определение реальных условий эксплуатации внутреннего газопровода, в том числе приборными методами;
- приборная диагностика текущего технического состояния газопровода методами неразрушающего контроля;
- анализ полученных результатов и решение вопроса о назначении остаточного ресурса или обосновании замены газопровода;
- разработка рекомендаций по безопасной эксплуатации газопровода при назначении остаточного ресурса.
3.3. Предусматриваются следующие виды диагностики внутренних газопроводов:
-первичная - диагностика, проводящаяся по истечении нормативного срока службы системы;
- повторная - диагностика, проводящаяся по истечении срока (по остаточному ресурсу), установленного по результатам первичной или предыдущей повторной диагностики;
- внеочередная - диагностика, проводящаяся при возникновении значительных дефектов или неисправностей (или признаков появления этих неисправностей), создающих угрозу для дальнейшей эксплуатации системы, проводящаяся по требованию контролирующих либо по просьбе обслуживающих и эксплуатирующих организаций или владельца.
3.4. Первичная диагностика внутреннего газопровода в соответствии с п.3.8.5 "Правил безопасности в газовом хозяйстве", утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 30.11.98 г. N 71, производится по истечении нормативного срока службы - 30 лет со дня ввода газопровода в эксплуатацию.
3.5. Работы по диагностике внутренних газопроводов проводятся специализированными организациями, имеющими лицензии Госгортехнадзора России или Госстроя России на диагностику внутренних газопроводов. Указанные специализированные организации не могут создаваться на базе или при участии обслуживающих газопроводы предприятий и должны быть полностью независимы от них.
3.6. Заказчиком работ по диагностике систем внутреннего газоснабжения выступает владелец здания. Заказчик обязан предоставить специализированной организации, проводящей диагностику, всю имеющуюся у него техническую документацию и обеспечить доступ во все помещения с внутренним газопроводом.
3.7. Персонал специализированного предприятия, выполняющего работы по диагностике технического состояния систем внутреннего газоснабжения, должен быть аттестован по "Правилам безопасности в газовом хозяйстве" и пройти обучение соответствующим методам диагностики и работе с приборами в специализированном Учебном центре. Указанный персонал несет полную ответственность за точное соблюдение требований настоящего Положения, соответствующей нормативной документации (ГОСТы, СНиПы и т.д.), а также за объективность и достоверность результатов контроля.
3.8. Основной задачей диагностики является определение потребности (вида и объемов работ) в ремонте систем внутреннего газоснабжения, а также определение остаточного ресурса системы после проведения ремонта. В качестве остаточного ресурса (в соответствии с ГОСТ 27.002-89) принимается наработка остающихся без замены участков системы от момента диагностики ее технического состояния до перехода в неработоспособное состояние. Остаточный ресурс (в годах) устанавливается как дополнительный нормативный срок службы, после истечения которого должна проводиться очередная повторная диагностика системы.
3.9. Контроль за своевременностью проведения и методическим соответствием диагностики требованиям настоящего Положения осуществляется соответствующими органами государственного контроля и региональными экспертно-техническими центрами по внутренним газопроводам.
3.10. Состав и очередность работ по диагностике внутренних газопроводов принимаются в соответствии со структурной схемой (рис. 1).
4. Анализ технической документации
4.1. Анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации осуществляется путем изучения всех имеющихся сведений о техническом состоянии газопровода.
4.2. В процессе изучения технической документации, представляемой заказчиком, должна быть получена следующая оперативная информация:
- срок службы газопровода;
- диаметры и толщина стенки труб газопровода;
- расположение газопровода относительно других коммуникаций;
- количество и места расположения вводов и стояков;
- количество сварных стыков на газопроводе;
- характеристики примененных при строительстве материалов, арматуры, приборов.
4.3. Одной из основных задач анализа технической документации является предварительное выявление потенциально опасных участков газопровода, в которых наиболее вероятно нахождение дефектов и повреждений.
4.4. Результаты анализа технической документации используются для организации работ по инструментальной диагностике и прогнозирования остаточного ресурса системы.
4.5. На основании полученной в результате анализа технической документации информации составляется программа (план) оперативной инструментальной диагностики газопровода.
5. Оценка реальных условий эксплуатации внутреннего газопровода
5.1. Оценку реальных условий эксплуатации осуществляют визуальными и приборными методами.
5.2. Визуально оценку производят по следующим основным характеристикам реальных условий эксплуатации газопровода:
- степень потенциальной опасности в зависимости от места проложения газопровода (агрессивность среды, возможность механических повреждений);
- наличие и место расположения футляров на стояке;
- конденсация влаги на газопроводе;
- наличие рядом с газопроводом других инженерных коммуникаций;
- наличие протечек на стенах и потолке рядом с газопроводом;
- прохождение газопровода через намокающие стены и (или) намокающие перекрытия.
5.3. Приборными методами при оценке реальных условий эксплуатации обследуют участки газопровода, проходящие через междуэтажные или межстенные перекрытия, как зоны потенциально наиболее опасные с точки зрения коррозионных повреждений.
5.4. Приборными методами оценивают:
- агрессивность воздействия на защитный футляр (или, при его отсутствии, на трубу газопровода) внешней среды - бетона;
- коррозионное состояние поверхности футляра (трубы).
5.5. При оценке агрессивности внешней среды в зоне контакта определяются следующие параметры:
- щелочность жидкой фазы бетона;
- содержание в бетоне хлорид-иона;
5.6. Оценка коррозионного состояния поверхности газопровода (футляра) проводится путем измерения потенциала стали в зоне контакта с бетоном. Измерения осуществляются коррозиометрами или другими аналогичными приборами.
5.7. При проведении оценки реальных условий эксплуатации внутреннего газопровода приборными методами должны применяться специально разработанные и в установленном порядке согласованные методики.
6. Приборная диагностика внутренних газопроводов
6.1. Приборная (инструментальная) диагностика внутренних газопроводов обеспечивает оценку текущего технического состояния газопровода.
6.2. Текущее техническое состояние газопровода определяется следующими основными параметрами:
Методика оценки технического состояния стальных и полиэтиленовых газопроводов
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ*
* Документ не подлежит государственной регистрации, поскольку является техническим документом и не содержит новых правовых норм (письмо Министерства юстиции Российской Федерации от 19.07.01 N 07/7289-ЮД). (Примеч. изд.)
Дата введения 2001-09-15
УТВЕРЖДЕНА постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.01 N 28
Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов разработана Головным научно-исследовательским и проектным институтом по использованию газа в народном хозяйстве ОАО "ГипроНИИгаз", ОАО "Росгазификация" с участием Уральского научно-исследовательского института трубной промышленности ОАО "УралНИТИ", испытательного центра по сертификации трубной промышленности ООО ИЦСТП "Сертицентруба", предприятия независимой экспертизы труб, трубопроводов и сосудов ООО "ТЭСЧМ" и ООО НПЦ "Композит" при Саратовском государственном университете им. Н.Г.Чернышевского.
В разработке приняли участие: B.C.Волков, научный руководитель, канд. техн. наук; В.Н.Беспалов; Г.А.Гончарова, канд. техн. наук; Г.И.Зубаилов; А.В.Кайро, Е.Н.Кокорев; Л.И.Могилевич, доктор техн. наук; Ю.А.Ослопов; Ю.И.Пашков, доктор техн. наук; В.И.Поляков, канд. хим. наук; Л.К.Самохвалова; И.В.Сессин; В.Л.Сомов, канд. экон. наук; В.В.Тарасов, канд. техн. наук; А.А.Феоктистов; А.Л.Шурайц, канд. техн. наук.
1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Настоящая Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (далее - Инструкция) устанавливает виды и порядок проведения диагностирования, основные критерии оценки технического состояния газопроводов, предусматривает методики расчета остаточного срока службы газопроводов по истечении нормативного срока службы и в других случаях.
2. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Газопровод - часть газораспределительной системы, состоящая из трубопровода для транспортировки природного или сжиженных углеводородных газов, за исключением сооружений и устройств, установленных на нем.
Участок газопровода - часть или весь газопровод, построенный по одному проекту и имеющий одинаковые диаметр и толщину стенки труб, марку стали, тип изоляции, метод защиты от коррозии, срок укладки в грунт и ввод в эксплуатацию электрохимической защиты (ЭХЗ).
Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.
Техническое диагностирование газопровода (диагностирование) - определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния.
Техническое состояние газопровода - соответствие одному из видов технического состояния в данный момент времени (исправен, неисправен, работоспособен, неработоспособен), определяемое по сравнению истинных значений параметров газопровода с установленными нормативно-технической документацией.
Базовый шурф - место на участке газопровода, которое предположительно будет находиться в наиболее тяжелых условиях эксплуатации.
Предельное состояние газопровода - состояние газопровода, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима и восстановление его работоспособного состояния невозможно исходя из требований промышленной безопасности либо его дальнейшая эксплуатация и восстановление его работоспособного состояния нецелесообразны исходя из экономических критериев.
Срок службы газопровода - календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.
Остаточный срок службы газопровода - расчетная календарная продолжительность эксплуатации газопровода от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.
Напряженно-деформированное состояние (НДС) газопровода - состояние, при котором в металле труб газопровода возникают внутренние напряжения, вызванные воздействием внешних и внутренних нагрузок и воздействий.
Дефектный (аномальный) участок газопровода - несоответствие участка газопровода установленным нормам, в том числе участок, имеющий коррозионные повреждения, изменение толщины стенки трубы или испытывающий местное повышенное напряжение стенки трубы.
Эксплуатационная организация газораспределительной сети (ГРО) - специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям и их обслуживанием. Эксплуатационной организацией может быть организация - собственник этой сети либо организация, заключившая с организацией - собственником сети договор на ее эксплуатацию.
3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, в вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;
на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;
при проявлении аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и другие аномалии).
3.2. Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование на основе оценки технического состояния, условий эксплуатации, качества работ по восстановлению работоспособного состояния газопровода.
Остаточный срок службы газопроводов, отмеченных в п.3.1, устанавливается эксплуатационной организацией, но не более 20 лет либо, по выбору заказчика, устанавливается в соответствии с требованиями настоящей Инструкции организацией, проводившей диагностирование.
При наличии выявленных участков коррозии срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.
В зависимости от срока службы газопровода, условий его эксплуатации и технического состояния предусмотрены следующие виды диагностирования: плановое и внеочередное.
3.4. Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного по результатам предыдущего диагностирования срока службы газопровода.
3.5. Внеочередное диагностирование проводится в случаях:
перевода газопровода на более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого перевода;
аварий, не связанных с механическим повреждением газопровода при проведении земляных работ;
воздействия неблагоприятных внешних факторов, которые приводят к деформации грунта, выводящей газопровод за пределы нормативного радиуса упругого изгиба (если
после землетрясения силой свыше 6 баллов.
3.6. Для получения информации о динамике изменения характеристик свойств металла и изоляционного покрытия, используемых для расчета остаточного срока службы газопровода, необходимо предусматривать для строящихся газопроводов в местах с наиболее тяжелыми условиями эксплуатации устройство базовых шурфов на стадии строительства, для действующих газопроводов - в процессе диагностирования, в том числе в местах, предусмотренных п.4.4.3 настоящей Инструкции.
Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять:
для вновь сооружаемых подземных газопроводов - в соответствии со строительными нормами и правилами;
для действующих газопроводов при проведении планового или внеочередного диагностирования и отсутствия базового шурфа - в шурфе или в одном из шурфов, вскрытом (вскрытых) при техническом обследовании, в котором по результатам диагностирования газопровода установлен минимальный срок службы (при нескольких шурфах) в количестве одного базового шурфа на участок газопровода из одной партии труб, независимо от протяженности участка и назначения.
Для вводов газопроводов протяженностью до 200 м предусматривать базовые шурфы не требуется.
Если на действующем участке газопровода базовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования его технического состояния не требуется вскрытия грунта (шурфового диагностирования), размещение базового шурфа следует предусматривать на одном из самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействию внешних факторов, в том числе:
в местах, приведенных в п.4.4.3;
при наличии грунтов с высокой агрессивностью, блуждающих токов и анодных зон;
в местах пересечений с инженерными коммуникациями канальной прокладки;
в местах поворотов газопроводов и выхода их из земли;
при наличии отказов, зафиксированных при предшествующих проверках, обследованиях и авариях.
3.7. В базовых шурфах строительной организацией должны быть определены фактические начальные характеристики газопровода:
для металла труб - временное сопротивление, предел текучести и при толщине стенки 5 мм и более - ударная вязкость, полученные по данным сертификатов заводов-изготовителей или при их отсутствии - по результатам лабораторных испытаний;
для изоляционного покрытия - переходное сопротивление и параметры, характеризующие адгезию.
Указанные характеристики должны быть зафиксированы в строительном, а также в техническом эксплуатационном паспорте газопровода (приложение А).
3.8. Рекомендуется совмещать диагностирование с техническим (приборным) обследованием газопроводов.
При диагностировании могут быть использованы данные технического обследования газопровода, срок проведения которого не превышает один год.
4. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ
4.1. Плановое и внеочередное диагностирование производятся в два этапа - без вскрытия грунта (бесшурфовое) и шурфовое.
Плановое диагностирование газопровода проводится в последовательности, представленной на рис.1, а именно:
Рис.1. Схема планового диагностирования подземных газопроводов
анализ технической документации (проектной, строительной и эксплуатационной);
разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта;
диагностирование без вскрытия грунта;
диагностирование в базовом шурфе;
разработка программы шурфового диагностирования (при необходимости);
диагностирование по программе шурфового диагностирования;
определение технического состояния;
расчет остаточного срока службы, выдача заключения.
4.2. Анализ проектной, строительной и эксплуатационной документации осуществляется путем изучения всех сведений о техническом состоянии газопровода в объеме данных, предусмотренных техническим эксплуатационным паспортом подземного газопровода (приложение А).
В случае несоответствия существующего эксплуатационного технического паспорта по содержанию с паспортом, приведенным в приложении А, он дополняется недостающими формами и данными.
На стадии анализа технической документации прослеживаются динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режимы работы устройств электрохимической защиты, характер повреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации и в результате плановых приборных обследований.
Результаты анализа обобщаются и оформляются актом (приложение Б).
4.3. Диагностирование без вскрытия грунта.
Программа диагностирования без вскрытия грунта составляется по результатам анализа документации и включает следующие разделы:
Нужен полный текст и статус документов ГОСТ, СНИП, СП?
Попробуйте профессиональную справочную систему
«Техэксперт: Базовые нормативные документы» бесплатно
РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ"
Руководство по безопасности "Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов" разработано взамен Инструкции по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.2001 N 28, в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности", "Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления" и технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления.
В разработке Руководства по безопасности принимали участие А.Л.Шурайц, М.С.Недлин, А.В.Бирюков, Д.А.Коробченко (ОАО "Гипрониигаз"), С.А.Жулина, А.А.Феоктистов, А.А.Прокофьев (Ростехнадзор).
Руководство по безопасности содержит рекомендации по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов.
I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
2. Руководство по безопасности содержит рекомендации по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов (далее - газопроводы).
3. Для выполнения требований, указанных в Правилах проведения экспертизы промышленной безопасности, организации, выполняющие техническое диагностирование газопроводов, помимо способов (методов), рекомендованных в Руководстве по безопасности, могут использовать иные способы (методы) при их соответствующем обосновании.
4. В Руководстве по безопасности применяются термины и определения, а также список используемых сокращений*, приведенные в приложениях N 1 и 2 к настоящему Руководству по безопасности.
* Очевидно, применяются сами сокращения, а не их список. (Примеч. изд.)
5. Действие Руководства по безопасности распространяется на газопроводы, по которым транспортируются:
а) природный газ по ГОСТ 5542-2014 "Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия" с избыточным давлением, определенным в Техническом регламенте;
6. Техническое диагностирование газопроводов проводится с целью:
оценки фактического технического состояния газопровода;
установления остаточного срока службы (предельного срока эксплуатации) газопровода;
разработки рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода до прогнозируемого перехода его в предельное состояние.
7. В зависимости от условий, продолжительности эксплуатации и технического состояния газопровода проводится плановое и внеплановое техническое диагностирование.
Периодичность проведения планового технического диагностирования газопровода устанавливается:
по результатам проведения оценки технического состояния газопровода;
по достижении срока эксплуатации, установленного в проектной документации.
Для газопроводов, на которых ранее проводилось техническое диагностирование, срок его планового проведения, определяемый по результатам оценки технического состояния, принимается не более установленного в заключении экспертизы промышленной безопасности.
Внеплановое техническое диагностирование газопровода проводится:
при изменении категории газопровода по давлению газа;
после аварии, не связанной с механическим разрушением газопровода;
после воздействия на газопровод грунта в результате его деформации (например: просадки, оползневых явлений, размывов, пучений);
после землетрясения силой свыше 6 баллов;
по решению владельца газопровода;
по предписанию Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.
8. Объектом технического диагностирования является газопровод, построенный по одному проекту, имеющий одну исполнительную документацию и один строительный паспорт, транспортирующий газ одного давления согласно проектной документации.
Допускается включать в состав диагностируемого объекта (независимо от даты ввода в эксплуатацию) распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, технологически присоединенные к действующей сети газораспределения или другому источнику газа.
9. Организация работ по техническому диагностированию газопроводов осуществляется организацией, выполняющей техническую эксплуатацию газопроводов (далее - эксплуатационная организация*).
* Определение термина "Эксплуатационная организация" в приложении N 1 отличается от приведенного в пункте 9. (Примеч. изд.)
10. Проведение работ по техническому диагностированию газопроводов осуществляется организациями, имеющими в своем составе квалифицированный персонал и аттестованную лабораторию неразрушающего контроля, владеющими необходимым оборудованием для проведения указанных работ.
11. При проведении технического диагностирования газопровода допускается использовать данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее чем за год до даты проведения технического диагностирования газопровода, а также использовать результаты оценки технического состояния газопровода.
12. Техническое диагностирование газопровода выполняется в присутствии (при необходимости - с участием) работника(ов) эксплуатационной организации, назначаемого(ых) техническим руководителем эксплуатационной организации для выполнения данного вида работ.
13. Источниками исходных данных для оценки технического состояния газопроводов являются проектная, исполнительная документация и эксплуатационный паспорт газопровода (далее - паспорт газопровода).
14. Оценка технического состояния газопроводов осуществляется в соответствии с положениями настоящего Руководства по безопасности, документов на применяемые методы неразрушающего контроля, эксплуатационных документов на газопроводы и технические устройства, входящие в состав газопроводов.
15. Результаты технического диагностирования газопроводов используются для оценки их фактического состояния при проведении экспертизы промышленной безопасности газопроводов.
16. При проведении технического диагностирования газопровода выявляются имеющиеся дефекты и повреждения:
металла труб, в том числе сварных соединений;
защитного покрытия газопровода;
технических устройств, установленных на газопроводе.
17. К дефектам и повреждениям металла трубы газопровода относятся: коррозионные повреждения:
сквозные, локальные (язвенные или точечные) и общие (сплошные);
механические и прочие повреждения (например: вмятины, задиры, трещины);
заводские повреждения, включая дефекты заводских продольных и спиральных швов сварных соединений;
дефекты монтажных сварных соединений (например: трещины всех видов и направлений, прожоги, незаваренные кратеры, выходящие на поверхность поры, подрезы глубиной более 5 процентов толщины стенки труб или более 0,5 миллиметров и длиной более 1/3 периметра стыка или более 150 миллиметров).
18. К дефектам и повреждениям защитного покрытия газопровода относятся:
повреждение или отсутствие покрытия;
отсутствие грунтовочного подслоя (праймера);
отсутствие армирующего слоя;
деструкция (потеря механической прочности клеящего подслоя);
отсутствие адгезии защитного покрытия к металлу трубы газопровода;
несоответствие типа покрытия документации, действующей на момент ввода объекта в эксплуатацию.
19. Документация, оформленная по результатам проведения технического диагностирования газопровода, прикладывается к комплекту эксплуатационной документации на газопровод.
II. ОСНОВАНИЯ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ
20. Основанием проведения технического диагностирования газопроводов являются положения нормативных правовых актов Российской Федерации в области технического регулирования и промышленной безопасности, устанавливающих требования по проведению технического диагностирования и к объекту технического диагностирования.
21. Техническое диагностирование газопроводов проводится в случаях:
истечения срока службы (продолжительности эксплуатации) газопроводов, установленного в проектной документации;
отсутствия проектной документации либо отсутствии в проектной документации данных о сроке эксплуатации газопроводов;
после аварии, в результате которой был поврежден газопровод;
по истечении сроков безопасной эксплуатации, установленных заключениями экспертизы промышленной безопасности;
по решению эксплуатационной организации.
III. ЭТАПЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
22. Техническое диагностирование газопровода состоит из следующих основных этапов:
анализ технической документации;
разработка и утверждение программы технического диагностирования газопровода;
техническое диагностирование газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовое);
шурфовое техническое диагностирование газопровода;
оценка фактического технического состояния газопровода;
определение остаточного ресурса газопровода;
оформление результатов технического диагностирования газопровода.
23. Перечень и объем работ по техническому диагностированию газопровода определяется индивидуально для каждого конкретного объекта. Оценка фактического технического состояния газопровода осуществляется на основании одного или нескольких методов, с учетом конкретных условий, ответственности диагностируемого объекта и требуемой надежности контроля.
IV. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
24. При техническом диагностировании газопроводов анализируется техническая документация на газопроводы, в том числе эксплуатационная документация на технические устройства, входящие в состав газопроводов.
25. Целью анализа технической документации является сбор, обобщение и анализ данных, характеризующих динамику изменений технического состояния газопровода при его эксплуатации.
При рассмотрении технической документации анализируются выявленные при эксплуатации (в результате проведения технических обследований, оценок технического состояния газопровода, ремонтов):
динамика изменения свойств защитного покрытия;
динамика изменения режимов работы средств ЭХЗ;
характер выявленных дефектов и повреждений газопровода.
26. При проведении технического диагностирования газопровода анализируется документация, относящаяся ко всем этапам жизненного цикла газопровода:
проектная документация на газопровод, в том числе материалы изысканий, исследования грунтов, сертификаты на материалы и оборудование;
Мониторинг технического состояния газопроводов
- техническое диагностирование подземных газопроводов.
Проверка состояния охранных зон газопроводов должна проводиться путем визуального осмотра относящихся к ним земельных участков с целью выявления:
- утечек газа из газопроводов по внешним признакам: пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, появлению бурых пятен на снегу и др.;
- нарушения ограничений, установленных;
- нарушения условий выполнения сторонними организациями земляных и строительных работ, установленных выданными эксплуатационной организацией разрешениями на производство работ или несанкционированного выполнения этих работ;
- нарушения состояния грунта на трассе подземного газопровода вследствие его просадки, обрушения, эрозии, размыва паводковыми или дождевыми водами.
При выявлении несанкционированного производства сторонними организациями земляных и строительных работ в охранной зоне подземного газопровода должны быть приняты оперативные меры:
- по прекращению работ до получения разрешения на их проведение от эксплуатационной организации сети газораспределения;
- привлечению к ответственности виновных в производстве работ, при проведении которых произошло повреждение газопровода;
- проверке герметичности газопровода и состояния изоляции в месте производства работ.
Проверку состояния охранных зон газопроводов допускается проводить одним рабочим.
Периодичность проведения проверок состояния охранных зон газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом плотности застройки территории, гидрогеологических условий эксплуатации и прокладки газопроводов, но не реже сроков проведения технического осмотра газопроводов.
Проверка состояния охранных зон газопроводов, проложенных в просадочных грунтах, должна проводиться не реже одного раза в 10 дней.
При выполнении работ в охранных зонах газопроводов, а также в период паводка, проверка состояния охранных зон в местах переходов через водные преграды и овраги должна проводиться ежедневно.
Технический осмотр подземных газопроводов проводится двумя рабочими, при этом руководство поручается наиболее квалифицированному рабочему. Технический осмотр трасс надземных газопроводов может проводиться одним рабочим.
Маршрутные карты газопроводов должны составляться в двух экземплярах, один из которых с личными подписями рабочих, закрепленных за данным маршрутом, об ознакомлении с ним хранится у мастера. Маршрутные карты должны корректироваться ежегодно, а также по факту изменений на трассе газопровода, выявленных при техническом осмотре. Маршрутные карты должны содержать информацию о дате корректировок и подпись мастера, вносившего изменения в карту. Маршрутные карты разрабатываются с учетом объемов работ и периодичности их выполнения, удаленности трасс и протяженности газопроводов, числа объектов, подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта на маршруте и других факторов, влияющих на трудоемкость работ.
В маршрутной карте должны указываться:
- схема трассы газопровода с привязками характерных точек газопровода (углов поворота, сооружений) к постоянным ориентирам;
- объекты, подлежащие проверке на загазованность в соответствии с приложением П;
- общая протяженность газопроводов;
- число обслуживаемых сооружений по данному маршруту.
При техническом осмотре подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:
- выявление утечек газа;
- проверка внешним осмотром состояния сооружений и технических устройств надземной установки (защитных футляров газовых вводов, средств ЭХЗ, запорной арматуры, коверов, контрольных трубок и др.), настенных знаков привязок газопровода, крышек газовых колодцев;
- очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений;
- выявление пученений, просадок, оползней, обрушений грунта.
При техническом осмотре надземных газопроводов должны выполняться проверки внешним осмотром:
- состояния газопроводов (с выявлением их перемещений за пределы опор, вибраций и деформаций, необходимости окраски), его опор и креплений;
- состояния защитных футляров газопроводов в местах входа и выхода из земли;
- состояния запорной арматуры, компенсаторов, электроизолирующих соединений, средств защиты от падения электропроводов, габаритных знаков в местах проезда автотранспорта.
Выявление утечек газа при техническом осмотре подземных газопроводов должно осуществляться по внешним признакам и с помощью приборов (газоиндикаторов, газоанализаторов) путем проверки:
- герметичности разъемных соединений запорной арматуры (при ее надземной установке);
- герметичности резьбовых соединений сифонных трубок конденсатосборников;
- наличия газа в контрольных трубках защитных футляров подземных газопроводов;
- загазованности газовых колодцев;
- загазованности подвалов зданий, не оборудованных средствами контроля загазованности помещений, колодцев инженерных коммуникаций, шахт, коллекторов, подземных переходов, расположенных по обе стороны от газопровода на расстояниях, указанных в приложение П, а также ближайших колодцев коммуникаций, пересекающих трассу газопровода:
для без колодезных коммуникаций – в радиусе 50 м от газопровода;
для канальных коммуникаций – до ближайшего колодца независимо от расстояния.
При выявлении внешних признаков утечек газа из подземных газопроводов или загазованности подвалов зданий, газовых колодцев и других сооружений должна быть сделана аварийная заявка в АДС. При выявлении загазованности подвала здания свыше 1 % по объему до приезда аварийной бригады должны быть приняты меры по эвакуации людей из загазованного помещения, организации его проветривания и предупреждению людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.
При необходимости определения природы метана должен проводиться лабораторный анализ пробы газа, отобранной из загазованного помещения или сооружения.
Технический осмотр подземных и надземных газопроводов должен проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже приведенных в таблице 1.
Таблица 1 – Сроки проведения технических осмотров газопроводов
| Газопроводы | Сроки проведения технических осмотров | ||
| на застроенной территории поселений, с давлением газа, МПа | на незастроенной территории и вне поселений | ||
| до 0,005 включ. | св. 0,005 до 1,2 включ. | ||
| 1 Стальные подземные со сроком службы свыше 15 лет | 1 раз в 2 мес | 1 раз в мес | 1 раз в 6 мес |
| 2 Надземные со сроком службы свыше 15 лет | 1 раз в 6 мес | 1 раз в год | |
| 3 Полиэтиленовые со сроком службы свыше 15 лет | 1 раз в 6 мес | 1 раз в год |
Окончание Таблицы 1
Примечания 1 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1 и 2, распространяются на газопроводы, срок службы которых продлен на основании результатов экспертизы промышленной безопасности. 2 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графе 3, распространяется на газопроводы, восстановленные с применением полиэтиленовых технологий или синтетических тканевых рукавов. 3 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1–3, при сроке службы газопроводов менее 15 лет, устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом их технического состояния, но не реже 1 раза в 6 мес – для стальных подземных газопроводов и 1 раза в год – для полиэтиленовых газопроводов. 4 Технический осмотр стальных подземных газопроводов может быть заменен техническим обследованием (в части контроля герметичности) с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, обеспечивающих возможность выявления мест утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.
Техническое обследование должно проводиться: - ежегодно на газопроводах, находящихся в эксплуатации менее 15 лет; - 2 раза в год на газопроводах, находящихся в эксплуатации более 15 лет. При применении метода технического обследования с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, в период максимального промерзания и последующего оттаивания грунта, должен быть обеспечен дополнительный контроль герметичности. Проверке подлежат участки газопроводов в местах неравномерного промерзания грунта (переходы через железные и автомобильные дороги, места резкого изменения снежного покрова и глубины заложения газопровода). Периодичность и сроки таких проверок устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом гидрогеологических и климатических условий региона.
При техническом обследовании подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:
- выявление мест повреждений изоляционных покрытий стальных газопроводов;
- выявление мест утечек газа из труб и соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов;
- электрометрическое обследование участков стальных газопроводов, проложенных под автомобильными и железными дорогами, с целью определения наличия (отсутствия) контактов «труба-футляр».
Техническое обследование подземных газопроводов должно проводиться с использованием приборной техники с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, обеспечивающей возможность выявления мест повреждений изоляционных покрытий и утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.
На участках трасс газопроводов, где использование приборов для выявления мест повреждений изоляционного покрытия без вскрытия грунта технически затруднено, должно быть проведено обследование газопроводов в шурфах (не менее одного на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода-ввода) длиной не менее 1,5 м.
Первое плановое техническое обследование полиэтиленовых и стальных газопроводов должно проводиться через 15 лет после ввода их в эксплуатацию.
Последующие плановые технические обследования полиэтиленовых газопроводов должны проводиться не реже одного раза в 10 лет, стальных газопроводов - не реже одного раза в пять лет.
Техническое обследование участков стальных газопроводов, необеспеченных минимальным защитным потенциалом, при их эксплуатации в зонах опасного действия источников блуждающих токов или в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, включая биокоррозионную агрессивность, должно проводиться не реже одного раза в год.
Внеплановое техническое обследование отдельных участков стальных газопроводов должно проводиться:
- при обнаружении сквозных коррозионных повреждений;
- при суммарных перерывах в работе электрозащитных установок (если защита газопровода не была обеспечена другими средствами ЭХЗ) в течение календарного года более одного месяца – в зонах опасного действия блуждающих токов, более шести месяцев – в остальных случаях.
Плановое техническое обследование стальных газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно производиться не реже одного раза в три года, через несудоходные водные преграды - не реже одного раза в пять лет.
Периодичность проведения технического обследования газопроводов, проложенных методом наклонно-направленного бурения, должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно. Техническое обследование газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированными организациями.
При проведении технического обследования должны определяться:
- глубина, рельеф дна водоема в месте прокладки газопровода;
- оголенные и провисающие участки газопровода;
- соответствие фактического положения газопровода проектной документации;
- состояние балластировки газопровода;
- наличие посторонних предметов на дне водной преграды в месте прокладки газопровода.
Результаты технического обследования газопроводов должны оформляться актами по форме, приведенной в приложении Р.
Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.
При выявлении повреждений изоляционных покрытий газопроводов должно осуществляться планирование проведения работ по их устранению.
Оценка технического состояния стальных и полиэтиленовых газопроводов должна производиться в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке и содержать оценку технического состояния с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.
Периодичность проведения оценки технического состояния газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно, но не реже одного раза в пять лет – для стальных подземных газопроводов, не реже одного раза в 10 лет – для полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов. Первая плановая оценка технического состояния стальных подземных газопроводов должна проводиться через 30 лет, полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов – через 40 лет после ввода их в эксплуатацию.
Результаты проведения оценки технического состояния газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ, и использоваться для определения приоритетов при назначении газопровода на капитальный ремонт или реконструкцию, а также для определения необходимости проведения технического диагностирования подземных газопроводов с целью установления предельного срока эксплуатации (перехода объекта в предельное состояние). Решение о проведении работ по диагностированию принимается владельцем сети газораспределения. По истечении установленного по результатам технического диагностирования предельного срока, эксплуатация объекта должна быть прекращена.
Техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться в соответствии с методикой, утвержденной уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности. При проведении технического диагностирования могут быть использованы данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее, чем год назад.
Плановое техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться:
- по результатам проведения оценки технического состояния газопроводов;
- по достижению срока эксплуатации, установленного в проектной документации, эксплуатационной документации изготовителя технических устройств.
Внеплановое техническое диагностирование газопроводов должно проводиться в следующих случаях:
- при изменении категории газопроводов по давлению газа (при переводе на более высокое давление);
- после аварий, не связанных с механическими разрушениями газопроводов;
- после воздействия на газопроводы деформаций грунта (просадок, оползневых явлений, размывов);
- после землетрясения силой свыше 6 баллов;
- по решению владельца сети газораспределения.
Результаты проведения технического диагностирования газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ.
Результаты проверки охранных зон и технического осмотра газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных журналах газопроводов по форме, приведенной в приложении И.
Результаты технического обследования, оценки технического состояния и технического диагностирования газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационном паспорте газопровода по форме, приведенной в приложении Г.
При выявлении в процессе мониторинга технического состояния газопроводов утечек газа, дефектов, неисправностей и других нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов, должны быть приняты меры по их устранению.
Утечки газа из труб и неразъемных соединений газопроводов должны устраняться в аварийном порядке.
Читайте также: