ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ БУДІВНИЦТВА,АРХІТЕКТУРИ ТА ЖИТЛОВОЇ ПОЛІТИКИ УКРАЇНИ
Н А К А З
N 124 від 09.06.98 Зареєстровано в Міністерствім.Київ юстиції України
13 листопада 1998 р.
за N 723/3163
{ Наказ скасовано на підставі Розпорядження КМN 166-р ( 166-2017-р ) від 10.03.2017 }
{ Наказ втратив чинність на підставі Наказу Міністерстварегіонального розвитку, будівництва та
житлово-комунального господарства
N 45 ( z0399-17 ) від 07.03.2017 }
Про затвердження Правил обстежень, оцінки технічного стану,
паспортизації та проведення планово-запобіжних ремонтівгазопроводів і споруд на них
На виконання постанови Кабінету Міністрів України від
5 травня 1997 р. N 409 ( 409-97-п ) "Про забезпечення надійності й
безпечної експлуатації будівель, споруд та інженерних мереж"
Н А К А З У Ю:
1. Затвердити Правила обстежень, оцінки технічного стану,
паспортизації та проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них, що додаються. 2. ВАТ Проектного та науково-дослідного інституту по
газопостачанню, теплопостачанню та благоустрою міст і селищ
України (А.В.Власюк) забезпечити доведення вказаних Правил на
договірних засадах до власників газових мереж та споруд,
спеціалізованих організацій, що виконують роботу з обстеження та
паспортизації існуючих інженерних мереж та споруд до них, а також
відповідних міністерств і відомств. 3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника
Голови Держбуду України Г.М.Семчука.
Голова Комітету В.М.Гусаков
ЗатвердженоНаказ Державного комітету будівництва,
архітектури та житлової політики
України 09.06.98 N 124
Правила обстежень, оцінки технічного стану, паспортизації та проведення планово-запобіжних ремонтів газопроводів іспоруд на них
1. Загальні положення
1.1. Вимоги цих Правил повинні виконуватися при експлуатації
газопроводів (підземних і надземних) і споруд на них
спеціалізованими підприємствами газових господарств (далі СПГГ) зі
складу Державної холдингової компанії "Укргаз" (далі - ДАХК
"Укргаз"), підприємствами і організаціями, незалежно від їх
відомчої належності і форм власності, на балансі яких знаходяться
газопроводи і споруди на них і які здійснюють їх експлуатацію.
"Правила" містять основні вимоги до організації і проведення
обстеження, а також оцінки технічного стану розподільчих
газопроводів і споруд на них. В них указані особливості техніки
обстеження, а також оцінки технічного стану елементів газопроводів
і споруд на них, оформлення документа перевірки технічного стану
газопроводів і споруд на них, порядок заповнення і ведення
паспортів технічного стану газопроводів. 1.2. Технічний стан розподільчих газопроводів і споруд на них
є основним показником, який характеризує безпечну і надійну їх
експлуатацію, тому особливо важливим є визначення технічного стану
розподільчих газопроводів, строк амортизації яких закінчився, і
які включені в план капітального ремонту, а також тих, на яких
були витоки газу, розриви зварних з'єднань, наскрізні корозійні
пошкодження, а також тих, які експлуатуються з тривалою перервою
роботи електрозахисних установок. 1.3. Планово-запобіжний ремонт газопроводів і споруд на них є
сукупністю організаційно-технічних заходів з нагляду і
обслуговування газопроводів і споруд на них та всіх видів
ремонтів, які здійснюються за попередньо складеним планом з метою
запобігання зношенню та попередження аварій, а також забезпечення
безперебійного подавання газу споживачам. 1.4. Міжремонтні строки, вказані в Правилах, не
розповсюджуються на газопроводи і споруди в районах з сейсмічністю
7 балів і вище та на територіях, які підпадають під уплив зсувів і
осідання грунтів внаслідок гірничих робіт. 1.5. Технічне обслуговування і планові ремонти внутрішніх
газопроводів проводяться згідно з Положенням про порядок
технічного обслуговування внутрішньобудинкових систем
газопостачання житлових будинків, громадських будівель,
підприємств побутового та комунального призначення, затвердженим
наказом ДАХП "Укргаз" від 30 липня 1997 р. N 35 ( z0451-97 ), яке
зареєстровано в Міністерстві юстиції України 2 жовтня 1997 р. за
N 451/2255.
1.6. Терміни та визначення
Система газопостачання
Газопроводи і споруди на них (газорегуляторні пункти,
колодязі, контрольні та контрольно-вимірювальні пункти, переходи
через природні та штучні перешкоди), установки електрохімічного
захисту від корозії, газифіковані житлові та громадські будинки,
промислові, сільськогосподарські й інші підприємства.
Розподільчі газопроводи
Зовнішні газопроводи, які забезпечують подавання газу від
джерел газопостачання (газопроводи високого і середнього тиску) до
населених пунктів, до ГРП населених пунктів, промислових
підприємств, котелень, сільськогосподарських підприємств,
комунальних об'єктів та інших споживачів газу, а також газопроводи
низького тиску населених пунктів.
Надземний газопровід
Газопровід, прокладений на опорах, що окремо стоять, колонах,
естакадах, етажерках, по стінах будівель.
Наземний газопровід
Газопровід, прокладений на поверхні землі - з обвалуванням
або без обвалування.
Технічне обслуговування
Комплекс заходів щодо контролю за підтриманням
роботоспроможного або справного стану газопроводів і споруд на
них, що обумовлює огляд, догляд та періодичний ремонт.
Технічне обстеження, технічний огляд (надалі - ТО)
Періодичний обхід (огляд) з метою нагляду за станом
газопроводів, їхньою герметичністю та станом обладнання і споруд
на них, електрохімічного захисту, а також усунення дрібних
несправностей, які виникли в процесі експлуатації.
Поточний ремонт
Ремонт, призначений для постійного підтримання
роботоздатності систем газопостачання, усунення дефектів,
виявлених при технічному обслуговуванні, після виконання яких
гарантується справність і безаварійність газопроводів і споруд на
них на наступний строк експлуатації.
Капітальний ремонт
Роботи з заміни ділянок газопроводів, які стали непридатними,
зношених деталей, вузлів, конструкцій, а також роботи з ремонту
основних конструкцій будівель та споруд систем газопостачання.
Аварія
Пошкодження, вихід із ладу та руйнування, що сталися з
техногенних (конструктивних, виробничих, технологічних,
експлуатаційних) або природних причин.
Пошкодження
Відхилення від первісного рівня якості елементів та
конструкцій, яке виникає під час експлуатації або аварії.
2. Організація технічного обстеження
2.1. Всі газопроводи і споруди на них, які перебувають в
експлуатації, а також які з будь-якої причини тимчасово не
експлуатуються, повинні, незалежно від відомчої належності і форм
власності, строку експлуатації і інших показників, підлягати
обстеженню з метою оцінки їх технічного стану, прийняття
обгрунтованих рішень з забезпечення надійної та безпечної
подальшої їх експлуатації. 2.2. Згідно з даним нормативним документом всі газопроводи
слід оцінювати за показниками: Для сталевих і поліетиленових газопроводів Сталеві газопроводи: (підземні і надземні) герметичність газопроводів; стан металу труб і якість зварних з'єднань; стан захисного ізоляційного покриття (далі - ізоляційне
покриття, ізоляція); технічний стан надземних газопроводів; стан будівельних конструкцій (підпори, кріплення,
компенсатори й т.ін.); стан пофарбування та стан термоізоляції газопроводів
зрідженого газу; корозійний стан; стан електрохімічного захисту. Поліетиленові газопроводи: стан ізолювального покриття сталевих вставок і з'єднань
поліетиленових труб зі сталевими; герметичність газопроводів; механічні пошкодження труб і їх стикових з'єднань (проколи,
зім'яття та ін.); розриви зварних стиків труб; тріщини (поперечні і повздовжні) в трубах; нещільність в роз'ємних з'єднаннях поліетиленових труб зі
сталевими.
Примітки: 1. При оцінці підземних газопроводів слід ураховуватигеологічне розташування газопроводів (стан грунту, в
якому знаходиться газопровід, глибина залягання), а
також розташування газопроводів відносно інших
інженерних мереж та споруд.
2. Оцінка стану підводних переходів проводиться:
берегової частини переходів - за тими самими
показниками, як і для підземних газопроводів;
підводної частини переходів з позитивною та від'ємною
плавучістю - за спеціальними показниками.
Споруди на газопроводах: технічний стан установок електрохімічного захисту (дренажних,
катодних, протекторних); ефективність дії, спрацювань установок електрохімічного
захисту; стан конструктивних елементів газових колодязів; технічний стан засувок, компенсаторів, гідрозатворів та інших
сітьових пристроїв.
2.3. Види ТО Обстеження поділяються на планові і позачергові, а з обсягом
робіт, які виконуються - на повні (суцільні) і вибіркові. При
повному обстеженні інженерній діагностиці підлягають усі елементи
газопроводів і споруд на них. За вибіркового обстеження діагностуються окремі елементи,
пристрої і споруди на газопроводах. Планові обстеження, як правило, призначаються повними. Позачергові обстеження залежно від поставлених завдань
призначаються суцільними або вибірковими.
2.4. Періодичність ТО: 2.4.1. Планові обстеження виконуються в обсягах і в терміни
згідно з вимогами, які викладені в розділах 3 та 4, виконання яких
має на меті забезпечити збереження газопроводів і споруд на них
шляхом належного догляду за ними, своєчасного і якісного
проведення їх ремонту, а також запобігання виникненню аварійних
ситуацій. При цьому також ураховуються конкретні місцеві умови їх
експлуатації (технічний стан, строки експлуатації, корозійні
умови, наявність і ефективність засобів електрозахисту,
сейсмічність, підпрацьовані території та ін. обставини). 2.4.2. Позачергові обстеження всіх або окремих газопроводів
здійснюються їх власниками в таких випадках: при виявленні ознак аварійного стану окремих ділянок
газопроводів і споруд; після виникнення надзвичайних ситуацій (стихійні лиха, аварії
та ін.); планування реконструкції системи газопостачання; при відповідних постановах або розпорядженнях директивних
органів. Обсяг позачергових обстежень залежить від особливостей
поставлених завдань і в кожному конкретному випадку визначається
власником і представником організації, яка проводить обстеження.
2.5. Організація проведення обстежень Власники газопроводів і споруд на них в випадках, вказаних в
п.2.4, зобов'язані забезпечити їх обстеження. Обстеження газопроводів і споруд на них, які експлуатуються
спеціалізованими підприємствами газового господарства ДАХК
"Укргаз", може виконуватися службами цих підприємств або шляхом
залучення на договірних засадах спеціалізованої організації, яка
має ліцензію на виконання спеціальних видів робіт з проектування,
будівництва та експлуатації споруд і систем газопостачання. Підприємства і організації, на балансі яких знаходяться
газопроводи і споруди на них і які не мають спеціальних служб для
виконання цих робіт, повинні залучати на договірних засадах
спеціалізовані організації. Для виконання обстеження газопроводів і споруд на них власник
видає наказ (розпорядження) про створення спеціальної комісії з
найбільш кваліфікованих фахівців, очолюваної технічним керівником
підприємства. В наказі вказуються об'єкти, які підлягають
обстеженню, види та терміни обстежень, особи, відповідальні за
організацію технічного забезпечення робіт, а також забезпечення
безпеки персоналу, який проводить обстеження.
2.6. Технічна документація, яка використовується при
обстеженні В процесі організації і проведення обстеження
використовується технічна документація на газопровід, який
обстежується, і на споруди на ньому в такому обсязі: робочі креслення на будівництво газопроводу; виконавча документація на закінчений будівництвом газопровід
згідно з п.3 додатка 8 СНиП 3.05.02-88 "Газоснабжение", а також
акт про прийняття закінченого будівництвом об'єкта (додаток 9 до
СНиП 3.05.02-88); технічна документація на цей газопровід з записами в паспорті
про проведені ремонти за період його експлуатації, акти про
корозійний стан, акти комплексного приладового обстеження і
шурфового огляду, стану електрохімічного захисту та інші
документи, які характеризують технічний стан газопроводу.
2.7. Відповідальність виконавців обстеження Власник газопроводу при організації обстеження несе
відповідальність за: правильність призначення строків і видів обстеження; повноту і достовірність наданої технічної документації; своєчасне і якісне заповнення паспорта технічного стану
газопроводу і споруд на ньому; своєчасне і повне прийняття заходів з виконання висновків,
які викладені в актах перевірки технічного стану газопроводу. Спеціалізована організація, яка виконує обстеження
газопроводів і споруд на них, несе відповідальність за якість і
достовірність матеріалів обстеження та оцінки технічного стану
обстежених газопроводів, обгрунтованість висновків і рекомендацій,
викладених в актах перевірки технічного стану газопроводів.
3. Проведення ТО
3.1. Підготовчі роботи
3.1.1. Перед обстеженням члени комісії повинні докладно
ознайомитись з чинною технічною документацією (п.2.6). Стан газопроводу повинен визначатися використанням даних,
накопичених при проведенні технічного обслуговування і нагляду за
станом газопроводу в процесі експлуатації, ремонтних та
аварійно-відбудовних робіт, потреба в яких виникла внаслідок
механічних пошкоджень, низької первинної якості будівництва,
незадовільної експлуатації, а також - використанням даних,
записаних в експлуатаційних паспортах, актах профілактичних
оглядів, даних служб електрозахисту про ефективність засобів
електрохімзахисту та ін. На основі аналізу вказаних даних складається план проведення
обстеження газопроводу. При складанні плану проведення обстеження слід звернути увагу
на включення до нього робіт для одержання показників, які відсутні
в чинній технічній документації, на підставі яких слід оцінювати
технічний стан газопроводів і споруд на них.
3.2. Черговість проведення обстежень газопроводів
3.2.1. Черговість проведення обстежень газопроводів для
визначення їх технічного стану, можливості подальшої експлуатації,
потреби у проведенні капітального ремонту або заміни повинна
установлюватися залежно від їх технічного стану, тиску газу,
тривалості експлуатації, а також від конкретних місцевих умов:
наявності грунтів, що здимаються, або підпрацьованих ділянок,
рівня грунтових вод, наявності і ефективності засобів захисту та
ін. Першочергово повинне проводитися обстеження та оцінка
технічного стану газопроводів, у яких закінчився амортизаційний
строк експлуатації, аварійних газопроводів, газопроводів, які
включені в план капітального ремонту. Черговість обстеження і оцінки технічного стану:
газопроводів, на яких були випадки витоків газу, розриви зварних
з'єднань, наскрізні корозійні пошкодження; газопроводів, які
експлуатувалися за тривалої перерви в роботі електрозахисних
установок або за знижених величин потенціалів "газопровід-земля" -
до значень, нижчих за номінально припустимі; газопроводів,
збудованих з грубими порушеннями чинних норм (порушення відстані
до будівель і споруд, невідповідність типу ізоляційного покриття,
відсутність виконавчої технічної документації), проводити
відповідно до додатка 1.
4. Критерії оцінки технічного стану газопроводів
4.1. Основними критеріями, які визначають технічний стан
сталевих газопроводів, є: 1. Стан металу труб і якість зварних з'єднань. 2. Стан і тип ізоляційного покриття. 3. Стан електрохімічного захисту (наявність на газопроводах
анодних і знакозмінних зон). 4. Герметичність газопроводу. Критеріями, які визначають технічний стан газопроводів із
поліетиленових труб, є: 1. Розриви зварних стиків труб. 2. Тріщини (поперечні і повздовжні) в трубах. 3. Нещільність в роз'ємних з'єднаннях поліетиленових труб з
сталевими. 4. Герметичність газопроводів. 4.2. Крім указаних вище критеріїв, при оцінюванні технічного
стану газопроводів необхідно також ураховувати такі фактори: рік побудови газопроводу; тиск газу в газопроводі; наявність і ефективність електрохімзахисту; технічний стан підпор, кріплень і компенсаторів надземних
газопроводів. 4.3. Технічний стан газопроводу за кожним критерієм повинен
оцінюватись за бальною системою згідно з вимогами, які викладені в
розділі 6.
5. Методи оцінки технічного стану газопроводів
5.1. Оцінку технічного стану газопроводів слід установлювати
такими методами: статистичним, безпосереднього обстеження газопроводів з
використанням сучасних приладів, суміщеним. 5.2. За статистичного методу оцінки використовуються і
аналізуються всі дані про технічний стан газопроводів,
нагромаджені з початку їх експлуатації. Цей метод можна
застосовувати тільки за достатньої кількості наявних даних для
оцінки технічного стану газопроводів та зразкового ведення
технічної документації. Якщо даних за період експлуатації газопроводів недостатньо,
то газопроводи слід додатково обстежувати за потрібними
показниками згідно з вимогами, які викладені в розділі 6. 5.3. Метод безпосереднього обстеження застосовується в усіх
випадках, коли дані про технічний стан газопроводів викликають
сумнів або їх недостатньо. Безпосереднє обстеження газопроводів з використанням сучасних
приладів і розкриттям газопроводів повинно проводитись згідно з
вимогами, які викладені в розділі 6. 5.4. За сумісного методу оцінки технічного стану газопроводів
використовуються як нагромаджені в процесі експлуатації дані про
технічний стан газопроводів, так і дані, отримані при
безпосередньому обстеженні газопроводів. 5.5. Технічний стан поліетиленових газопроводів, їхніх
з'єднань і ізоляційного покриття сталевих вставок визначається
шурфовим методом огляду. Шурфовий метод огляду газопроводів уживається в місцях
з'єднання поліетиленових труб зі сталевими і сталевих вставок на
поліетиленових газопроводах. На 1 км розподільчого газопроводу перевіряється не менше
одного з'єднання. Герметичність газопроводів із поліетиленових труб
перевіряється приладовим методом.
6. Оцінка технічного стану газопроводів
6.1. Оцінка герметичності газопроводів
6.1.1. Перевірка герметичності газопроводів повинна
виконуватися згідно з Правилами безпеки систем газопостачання
України, затвердженими наказом Держнаглядохоронпраці України
01.10.97 N 254 ( z0318-98 ), зареєстрованими Міністерством юстиції
України 15.05.98 за N 318/2758. 6.1.2. Перевірку герметичності газопроводів належить
здійснювати за допомогою високочутливих газоіндикаторів з
чутливістю не менше 0,001% ("Універсал", "Варіотек", ГІВ-05,
лазерні прилади тощо). При можливості відключення газопроводу від мережі
допускається проведення перевірки герметичності опресуванням
повітрям згідно з вимогами СНиП 3.05.02-88. 6.1.3. При визначенні стану герметичності газопроводів
повинні враховуватися витоки газу, пов'язані з: корозійними пошкодженнями металу труб; розкриттям або розривом зварних стиків (сталевих або
поліетиленових газопроводів), виявленим у період експлуатації,
включаючи і заключне обстеження. При цьому не повинні враховуватися витоки газу, викликані
механічними пошкодженнями газопроводу під час будівельних або
ремонтних робіт, які проводилися поблизу газопроводу, та ті, які
мають епізодичний характер і не пов'язані з загальним погіршенням
технічного стану газопроводу та витоками газу, які сталися за час
експлуатації внаслідок нещільності і пошкодження в арматурі,
компенсаторах, вузлах та деталях конденсатозбірників і інших
спорудах на газопроводах, а також після виникнення надзвичайних
ситуацій (стихійні лиха, зсуви грунтів, аварії і ін.). Оцінка герметичності газопроводів проводиться відповідно до
таблиці 1.
Таблиця 1
Оцінки герметичності газопроводів—————————————————————————————————————————————————————————————————— | Випадки витоків газу, пов'язані з корозійними | Оцінка в | | пошкодженнями або пошкодженнями зварних стиків,| балах | | які виникли з початку експлуатації на кожному | | | кілометрі обстежуваного газопроводу (з | | | урахуванням виявлених під час обстеження) | | |————————————————————————————————————————————————+———————————————| |більше 2 | 1 | |————————————————————————————————————————————————+———————————————| |від 1 до 2 включно | 2 | |————————————————————————————————————————————————+———————————————| |1 | 3 | |————————————————————————————————————————————————+———————————————| |0 | 4 | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Оцінка стану герметичності газопроводу, який обстежується,
визначається як середнє арифметичне значень оцінок, одержаних для
кожної кілометрової ділянки, методом інтерполяції - у випадку,
коли ділянки газопроводу не кратні 1 км. У випадках, коли довжина ділянки менше 1 км, оцінка (в балах)
визначається шляхом приведення кількості випадків витоків до
довжини, рівної 1 км. Наприклад, довжина перевірюваного газопроводу становить
700 м, на ньому виявлено один витік, отже, кількість витоків,
приведених до довжини 1000 м, становить 1х1000:700 = 1,4, тобто
цій величині в табл.1 відповідає оцінка 2 бали.
6.2. Оцінка антикорозійного ізоляційного покриття підземного
газопроводу
6.2.1. Основними критеріями оцінки стану антикорозійного
ізоляційного покриття газопроводу є кількість, розмір та характер
пошкоджень. Дефекти, залежно від характеру пошкоджень ізоляційного
покриття, слід розрізняти за двома групами: перша - дефекти, які сталися в період будівництва від
механічних пошкоджень при транспортуванні і монтажу газопроводів
або неякісному улаштуванні підготовки постелі під газопровід; друга - дефекти, які сталися в процесі експлуатації внаслідок
механічного і хімічного впливу грунту, грунтових та інших вод, а
також дефекти, які пов'язані з порушенням технології при
приготуванні і нанесенні ізоляційного покриття (відсутність
адгезії внаслідок порушення технологічних режимів або неякісного
очищення поверхні труби, порушення технології приготування мастики
та ін.). Дефекти першої групи, як правило, повністю ліквідуються при
ремонті покриття й істотно не впливають на технічний стан
ізоляційного покриття в цілому. Дефекти другої групи більш небезпечні і, як правило,
відновлення первісних властивостей покриття з цими дефектами
неможливе. Ділянки газопроводу з дефектами другої групи вимагають повної
заміни ізоляційного покриття. 6.2.2. Оцінка стану ізоляційного покриття повинна провадитися
в два етапи: перший етап полягає у визначенні кількості пошкоджень
ізоляційного покриття приладовим методом без розкриття
газопроводів, а також при розкритті газопроводів у шурфах,
траншеях та інше. Надтрасове визначення стану ізоляційного захисного покриття
здійснюється приладами АНПІ, ІПІГ, ІМП, високочутливим
трасошукачем типу ВТР, ТПК тощо. Залежно від кількості виявлених на кожних 100 м газопроводу
місць пошкоджень ізоляції провадиться оцінка в балах стану
ізоляційного покриття відповідно з таблицею 2.
Таблиця 2
Оцінка стану антикорозійного ізоляційногопокриття залежно від кількості виявлених
приладами пошкоджень на стометрових
ділянках газопроводу, в балах—————————————————————————————————————————————————————————————————— | Кількість місць пошкоджень ізоляції, | Оцінка на кожній | | виявлених приладами при перевірці | стометровій ділянці | |газопроводу без розкриття грунту на кожній| | | стометровій ділянці | | |——————————————————————————————————————————+—————————————————————| | 0-1 | 4 | |——————————————————————————————————————————+—————————————————————| | 2-3 | 3 | |——————————————————————————————————————————+—————————————————————| | 4-8 | 2 | |——————————————————————————————————————————+—————————————————————| | більше 8 | 1 | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Оцінка в цілому стану ізоляційного покриття газопроводу
повинна проводитися згідно з таблицею 3.
Таблиця 3
Оцінка стану антикорозійного ізоляційного покриттягазопроводу в цілому—————————————————————————————————————————————————————————————————— | Номер | Оцінка стану ізоляційного покриття, бали | | стометрової|———————————————————————————————————————————————————| | ділянки | на стометровій |в цілому за|загальна оцінка з| |газопроводу | ділянці за |результатом| урахуванням | | (N пікету) |результатом перевірки|перевірки | результатів | | | приладовим методом |приладовим |шурфових оглядів | | | | методом | | |————————————+—————————————————————+———————————+—————————————————| | 1 | 2 | 3 | 4 | |————————————+—————————————————————+———————————+—————————————————| | 1 | а1 | | | |————————————+—————————————————————+———————————+—————————————————| | 2 | а2 | | | |————————————+—————————————————————+———————————+—————————————————| | 3 | а3 | а | А | |————————————+—————————————————————+———————————+—————————————————| | 4 | а4 | | | |————————————+—————————————————————+———————————+—————————————————| | 5 | а5 | | | |————————————+—————————————————————+———————————+—————————————————| | ... | ... | | | |————————————+—————————————————————+———————————+—————————————————| | ... | ... | | | |————————————+—————————————————————+———————————+—————————————————| | n | аn | | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
В графі 1 проставляються номери стометрових ділянок
газопроводу. В графі 2 проставляються оцінки, визначені за табл.2 для
кожної перевіреної стометрової ділянки. Оцінка стану ізоляційного покриття газопроводу в цілому в
балах визначається як середнє арифметичне значень оцінок,
одержаних для стометрових ділянок газопроводу, за формулою:
а1 + а2 + а3 + ... + аnа = --------------------------------------, n
де: а1, а2, а3, ...аn - оцінка в балах по кожній обстеженій
ділянці;n - кількість стометрових ділянок.
Результат проставляється в графі 3. 6.2.3. На другому етапі на ділянках, де приладовим методом
контролю виявлені місця можливих пошкоджень ізолювального
захисного покриття газопроводів, а також на ділянках газопроводу,
де не виявлено пошкоджень захисного покриття і відсутні дані
шурфових оглядів за період експлуатації, на кожних 500 м
обстежуваного газопроводу слід вирити не менше одного контрольного
шурфу довжиною 1,5 - 2 м. Шурфи відриваються також у місцях
найбільшого пошкодження ізоляції, виявлених під час приладового
обстеження. Коли при шурфовому огляді встановлено, що стан
ізоляційного покриття в цілому добрий, а є тільки окремі незначні
пошкодження (проколення, порізи), після ремонту яких захисні
властивості, покриття відновлюються, то оцінку ізоляції
газопроводу (а) слід підвищити на один бал. Коли виявлені дефекти ізоляції - такі, як крихкість,
осипуваність і відсутність адгезії покриття, то оцінка стану
ізоляційного покриття (а) повинна бути знижена на один бал. Ділянки газопроводу, які мають ізоляційні покриття з такими
дефектами, підлягають переізолюванню. Загальна оцінка стану
ізоляційного покриття газопроводу в цілому, з урахуванням
результатів шурфових оглядів, проставляється в графі 4. 6.2.4. При оцінці стану ізоляційного захисного покриття
визначають: стан зовнішньої поверхні ізоляції (гладкість, зморщеність,
горбкуватість, наявність продавлювань з боків, згори, знизу); наявність наскрізних пошкоджень, здирів і пропусків ізоляції,
тріщин, зморщок і порожнин та інше); тип ізоляції (бітумна, полімерна, посилена, дуже посилена та
ін.); крихкість, тріщинуватість розшарування, розсипуваність
ізоляції; адгезія або липкість ізоляції; перехідний опір ізоляції і визначення адгезії захисного
покриття проводиться відповідно з ГОСТ 9.602-89*.
6.3. Оцінка стану металу труби
6.3.1. При визначенні стану металу труб для накопичення
даних, перевірка його повинна проводитися в усіх шурфах, які
вириваються в процесі експлуатації з метою проведення ремонту
ізоляції або усунення витоків газу, а також при обстеженні
газопроводу, яке провадиться з метою призначення його на ремонт
або заміну. Результати оглядів повинні відображатися в паспорті
технічного стану газопроводу. 6.3.2. В актах огляду слід відображати ступінь корозії металу
труби, який визначається у відповідності з таблицею 4.
Таблиця 4
Ступінь корозії металу—————————————————————————————————————————————————————————————————— | Ступінь корозії | Характеристика пошкоджень стінки труби | |———————————————————+————————————————————————————————————————————| |Незначна |Метал на поверхні має іржаві плями і | | |поодинокі виразки глибиною до 0,6 мм | |———————————————————+————————————————————————————————————————————| |Сильна |Поверхнева корозія труби з поодинокими | | |гніздовими виразками глибиною до 30% | | |товщини стінки труби | |———————————————————+————————————————————————————————————————————| |Дуже сильна |Корозія стінки труби з одиночними і | | |гніздовими виразками більше 30 % товщини | | |стінок труби і до наскрізних корозійних | | |ушкоджень | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Примітка. Гніздовими уразками вважають дві або більше уразок,відстань між якими становить не менше 10 діаметрів
найменшої із уразок.
6.3.3. Для перевірки стану металу труби у відкритому шурфі
слід старанно очистити від ізоляції ділянку труби довжиною не
менше 0,5 м і оглянути поверхню металу труби; нижню частину труби
рекомендується оглядати за допомогою дзеркала. Слід мати на увазі, що місця виразкового ураження металу
часто забиті продуктами корозії і виявлення їх можливе тільки за
уважного оглядання і за умови вилучення продуктів корозії гострим
інструментом. Для вимірювання глибини уразок слід використовувати
штангельциркуль або спіральний мікрометричний глибиномір. При наявності суцільної корозії поверхні труби слід визначити
товщину стінки труби. 6.3.4. Для визначення товщини стінки труби слід
використовувати імпульсні або резонансні товщиноміри, які
дозволяють провадити виміри товщини при односторонньому доступі. Для цього можуть бути використані також товщиноміри типу
Кварц-6, Кварц-14, УІТ-Т.10 і ін. 6.3.5. Якщо на поверхні труби при огляді, який проводився
згідно з вимогами п.6.3.4, виявлена сильна або дуже сильна корозія
(ступінь корозії треба визначати за таблицею 4), то слід провести
додаткове обстеження газопроводу шляхом оглядання металу труби в
двох шурфах, які вириваються на кожних 500 м, і в місцях з
найбільшими пошкодженнями ізоляційного покриття, які були виявлені
приладами. При виявленні 5 місць з сильною і дуже сильною корозією, які
розташовані на 70% довжини газопроводу, який оглядають, газопровід
підлягає заміні. Коли місця з такими пошкодженнями розташовані на довжині
менше 70% довжини газопроводу, який оглядається, то заміні
підлягають тільки ділянки газопроводу з указаними дефектами. 6.3.6. Загальна оцінка стану зовнішньої металевої поверхні
газопроводу визначається в балах відповідно з таблицею 5. Газопроводи, які одержали за станом металу труби оцінку в
один бал, незалежно від загальної суми балів, одержаних за іншими
критеріями, підлягають заміні.
Таблиця 5
Оцінка стану металу труби—————————————————————————————————————————————————————————————————— | Стан металу труби | Оцінка в балах | |——————————————————————————————————————+—————————————————————————| |Більше 50% оглянутих місць мають | | |сильну і дуже сильну корозію труби | 1 | |——————————————————————————————————————+—————————————————————————| |До 50% оглянутих місць мають сильну | | |і дуже сильну корозію труби | 2 | |——————————————————————————————————————+—————————————————————————| |Незначна корозія | 3 | |——————————————————————————————————————+—————————————————————————| |Корозія відсутня | 4 | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
6.4. Оцінка якості зварних стиків
6.4.1. Якість зварних стиків газопроводів визначається згідно
з вимогами СНиП 3.05.02-88 "Газоснабжение" з урахуванням зміни 1,
затвердженої наказом Держкоммістобудування України від 01.08.94 р.
N 6. Контроль якості зварних стиків на діючих газопроводах
проводиться в випадках, якщо: у процесі експлуатації на даному газопроводі спостерігалися
випадки розкриття або розриву зварних стиків; при останній перевірці газопроводу на герметичність
установлено, що місцем витоку газу є неякісний зварний стик. Якщо в процесі експлуатації на даному газопроводі розривів
зварних стиків не відзначалося і не було зафіксовано витоків газу
через них, то зварні стики визнаються придатними і перевірка їх не
проводиться. 6.4.2. Перевірка якості зварних стиків повинна проводитись в
суворо визначенній послідовності: по обидва боки від кожного дефектного зварного стику
перевіряється на одному суміжному зварному стику гама- або
рентгенографією відповідно з вимогами СНиП 3.05.02-88; якщо при просвічуванні цих зварних стиків був виявлений хоча
б один неякісний стик, то необхідно додатково провести перевірку
гама- або рентгенографією не менш як 5% всіх зварних стиків
перевірюваного газопроводу; крім того, всі зварні стики цього
газопроводу слід додатково перевірити на герметичність шляхом
пробурення над кожним стиком свердловини глибиною не менше 0,7
глибини закладення газопроводу з перевіркою загазованості
свердловини високочутливими газоіндикаторами ГІВ-0,5, "Варіотек" і
іншими, чутливістю щонайбільше 0,001%. При виявленні загазованості в свердловинах ці стики повинні
бути перевірені гама- або рентгенографією. Якщо загазованості в
зазначених свердловинах не виявлено, то стики визнаються
придатними. Оцінка якості зварних стиків визначається в балах відповідно
до таблиці 6.
Таблиця 6
Оцінка якості зварних стиків—————————————————————————————————————————————————————————————————— | Якість зварних стиків | Оцінка в балах | |—————————————————————————————————————————————+——————————————————| |50% і більше стиків, перевірених гама- або | | |рентгенографією, визнані непридатними | 1 | |—————————————————————————————————————————————+——————————————————| |Те саме менше 50% | 2 | |—————————————————————————————————————————————+——————————————————| |Стики придатні | 3 | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
6.4.3. Якщо встановлено, що 50% і більше перевірених зварних
стиків є дефектними, то проставляється оцінка в один бал (подальшу
перевірку за іншими показниками, які характеризують технічний стан
газопроводу, проводити не обов'язково, бо газопровід призначається
на перекладування).
6.5. Оцінка корозійного стану газопроводів
6.5.1. Корозійний стан підземних газопроводів повинен
визначатися: за результатами перевірки стану ізоляційного покриття; за наявністю анодних і знакозмінних зон, які викликані
блукаючими струмами; за наявністю захисних потенціалів на газопроводі; за корозійною активністю грунту. 6.5.2. Для оцінки корозійної небезпеки газопроводів слід
виявити: ділянки газопроводів, які перебувають у зонах з
корозійно-небезпечними грунтами; ділянки газопроводів, які мають анодні і знакоперемінні
потенціали, викликані блукаючими струмами; зони впливу діючих електрозахисних установок, які захищають
суміжні підземні споруди. 6.5.3. Корозійна активність грунтів, грунтових та інших вод
повинна визначатися за ГОСТ 9.602-89*. 6.5.4. Для виявлення умов розповсюдження блукаючих струмів
потрібно одержати дані про потенціали рейок і відсмоктувальних
пунктів відносно землі, про різницю потенціалів між негативними
шинами тягових підстанцій. 6.5.5. Визначення наявності блукаючих струмів на діючих
газопроводах слід проводити за результатами вимірів, різниці
потенціалів між газопроводом і землею. Зміна різниці потенціалів за величиною і знаком або тільки за
величиною вказує на наявність блукаючих струмів. 6.5.6. При вимірах електропотенціалів на газопроводах через
контрольно-вимірювальні пункти, які обладнані сталевими
електродами зрівнювання, необхідно, щоб уникнути помилок,
проводити вибірковий контроль за вимірами з допомогою переносних
мідносульфатних електродів порівняння. При одержанні значних розбіжностей між результатами вимірів
указаними електродами виміри електропотенціалів слід проводити
тільки за допомогою мідносульфатних електродів, які повинні
установлюватися в грунті поряд з контрольними провідниками. 6.5.7. Вимірювання різниці потенціалів між газопроводом і
землею, а також величини і напрямків струмів у газопроводі і
оброблення результатів вимірювання належить проводити згідно з
ГОСТ 9.602-89*. 6.5.8. Наявність на газопроводах, за впливу на них зовнішньої
поляризації анодних або знакоперемінних зон вказує, що в
корозійному відношенні газопроводи небезпечні незалежно від
величини різниці потенціалів "труба-земля" і корозійної активності
грунтів. 6.5.9. Небезпечними щодо корозії є зони на газопроводах, де
під упливом стікаючого струму електротранспорту, який працює на
перемінному струмі, спостерігається зміщення різниці потенціалів
між трубою та мідносульфатним електродом зрівняння в бік зменшення
більше ніж 10 мВ в порівнянні зі стаціонарним потенціалом
газопроводу. 6.5.10. При наявності на газопроводах електрокорозійно
небезпечних зон слід уточнити: зони дії електрозахисних установок, які захищають ці
газопроводи (в тому числі і режими роботи електрозахисних
установок); шляхи витікання захисного струму. Особливу увагу слід звернути на наявність електроізолювальних
фланців на газопроводах тих об'єктів газопостачання, які мають
безпосередній контакт із заземленим обладнанням та іншими
спорудами (газорегуляторні пункти, котельні, житлові і громадські
будівлі, які обладнані проточними газовими водонагрівачами і ін.). 6.5.11. Для орієнтовного підрахунку втрат захисного струму
при відсутності електроізолювальних фланців на перелічених в
п.6.5.10 об'єктах слід користуватися показниками з таблиці 7.
Таблиця 7
Середні втрати захисного струму на об'єктах газопостачання,
які мають безпосередній контакт через обладнання і суміжні
комунікації з землею за відсутності електроізолювальнихфланців на газопроводі—————————————————————————————————————————————————————————————————— | Об'єкти | Втрати захисного | | | струму, А | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |Газорегуляторні пункти | 2-4 | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |Котельні | 12-15 | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |Житлові і громадські будівлі, які| | |обладнані газовими | до 5 | |водонагрівачами | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Якщо при орієнтовному підрахунку будуть одержані значні
величини втрати електрозахисного струму, то необхідно перевірити
втрати захисного струму безпосередніми вимірюваннями на вказаних в
п.6.5.10 об'єктах. 6.5.12. Залежно від факторів, указаних в п.6.5.1,
визначається обсяг ремонтних робіт і призначається вид ремонту.
Особливу увагу слід звернути на можливість зменшення втрат
захисного струму за рахунок електроізолювальних фланців,
можливість переривання роботи електрозахисних установок,
доцільність розташування додаткових електрозахисних установок або
змін режимів їхньої роботи з метою повного використання потужності
установок. 6.5.13. Загальну оцінку корозійної небезпеки для газопроводів
треба проводити згідно з таблицею 8 за наявності на газопроводах
анодних і знакоперемінних зон.
Таблиця 8
Оцінка корозійної небезпеки при наявності анодних ізнакоперемінних зон—————————————————————————————————————————————————————————————————— |Наявність анодних і знакоперемінних зон | Оцінка в балах | |—————————————————————————————————————————+——————————————————————| |Більше 50% довжини газопроводу | 1 | |—————————————————————————————————————————+——————————————————————| |До 50% довжини газопроводу | 2 | |—————————————————————————————————————————+——————————————————————| |Відсутні | 3 | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
6.6. Визначення стану електрохімічного захисту газопроводів
6.6.1. Наявність або відсутність електрохімічного захисту
(надалі - ЕХЗ) газопроводів визначається комплексно згідно з
даними організації, яка експлуатує газопроводи, і результатами
безпосереднього огляду газопроводу, який обстежується. 6.6.2. Якщо на газопроводі, який обстежується,
електрохімічний захист відсутній, то оцінка А6 (п.6.7.1)
приймається мінус один бал, а за наявності електрохімічного
захисту оцінка А6 приймається як один бал.
6.7. Загальна оцінка технічного стану газопроводів
6.7.1. Загальна оцінка технічного стану газопроводу
визначається за бальною системою шляхом підсумовування оцінок за
кожним показником основних критеріїв згідно з пунктом 4.1:
Sт = А1 + А2 + А3 + А4 + А5 + А6,
де: Sт - загальна оцінка в балах;А1 - кількість балів, які характеризують герметичність
газопроводу (табл. 1);
А3 - кількість балів, які характеризують стан металу
труби (табл. 5);
А4 - кількість балів, які характеризують якість зварних
стиків (табл. 6);
А5 - кількість балів, які характеризують корозійну
небезпеку;
А6 - кількість балів, при визначенні яких
характеризується наявність або відсутність
електрохімічного захисту (пп.6.6.2 і 6.6.3).
6.7.2. Газопроводи, які одержали загальну оцінку 10 балів і
менше, підлягають заміні. 6.7.3. Газопроводи, які одержали загальну оцінку більше
10 балів, підлягають ремонту в черговості, яка залежить від
кількості балів, у міру їх зростання.
7. Визначення загального технічного стану газопроводів,
висновки і пропозиції щодо їх подальшої експлуатації
7.1. Комісією за результатами обстеження і за даними про
технічний стан газопроводів, які перебувають у експлуатації,
повинні бути складені акти перевірки технічного стану газопроводів
згідно з вимогами додатка 2 (надалі - акт), який затверджується
керівником (власником) підприємства, і схема газопроводів з
нанесенням на ній усіх виявлених дефектів з прив'язками. В акті необхідно зафіксувати виявлені дефекти і дати висновок
про можливість подальшої експлуатації газопроводів, необхідність
проведення капітального ремонту, заміни газопроводів або окремих
їхніх ділянок і термінів їх виконання. У висновках акта потрібно вказати необхідні заходи з
безпечної експлуатації газопроводу, які слід виконувати
експлуатаційній організації на період до проведення ремонту або
його заміни. Акт і схему слід додавати до паспорта технічного стану
газопроводу, щоб уможливити подальше їх використання. 7.2. При визначенні можливості подальшої експлуатації
газопроводів слід урахувати, що газопроводи подальшій експлуатації
не підлягають і потребують заміни в таких випадках: більше 50% оглянутих місць газопроводу мають значну і дуже
значну корозію; 50% і більше перевірених зварних з'єднань (стиків)
газопроводу визнані дефектними; на кілометрових ділянках або на ділянках газопроводів,
збудованих за одним проектом, з початку експлуатації помічено 3 і
більше витоків газу з причини корозії і спостерігається постійна
тенденція до їх збільшення; загальна кількість балів (Sт), визначена згідно з п.6.7.1,
становить менше 10. 7.3. На газопроводах, які дозволені комісією до подальшої
експлуатації, слід регулярно проводити обстеження їх технічного
стану згідно з вимогами розділів 2 і 3 цих Правил та з
періодичністю не менш як один раз на 3 роки.
8. Порядок ведення, зберігання та використання паспорта
технічного стану газопроводів
8.1. Паспорт технічного стану газопроводів є технічним
документом, в якому на основі об'єктивних даних обстеження
містяться періодично уточнювані висновки про придатність або
непридатність газопроводів до подальшої експлуатації і ведеться за
формою згідно з додатком 3. 8.2. Паспортизації підлягають розподільчі газопроводи
населених пунктів з тиском газу до 1.2 Мпа (12 кгс/кв.см) усіх
державних відомств і окремих підприємств незалежно від відомчої
належності та форм власності. 8.3. Результатом паспортизації буде створення єдиної системи
обліку та моніторингового контролю за станом газопроводів з метою
своєчасного виявлення предаварійних та аварійних ситуацій, а також
припинення експлуатації аварійно небезпечних газопроводів. 8.4. Паспорт, на підставі даних повного обстеження для
визначення технічного стану газопроводу і споруд на ньому,
заповнює власник (керівник), за участю представника організації,
яка здійснювала обстеження (або представника підрозділу
експлуатаційної організації, коли технічне обстеження провадиться
власними силами). 8.5. Коли обстеження виконується спеціалізованою організацією
на договірних умовах, фінансування цих робіт здійснюється за
рахунок власника об'єкта. 8.6. Достовірність даних, занесених у паспорт,
підтверджується підписом власника (керівника) об'єкта та
представника спеціалізованої організації (або підрозділу
підприємства), яка проводила обстеження. 8.7. Паспорт складається в двох примірниках, один з яких
зберігається у власника, другий - в організації (підрозділі
підприємства), що проводила паспортизацію. Якщо обстеженням
виявлено, що газопровід (або його окремі ділянки) одержали
загальну оцінку технічного стану 10 балів і менше, то вони
підлягають капітальному ремонту чи заміні, в цьому випадку власник
висилає копію паспорта організації, яка веде реєстр аварійно
небезпечних об'єктів (додаток 4). Така організація повинна
призначатися вищестоящою галузевою організацією, у підпорядкуванні
якої знаходяться організації - власники газопроводів. Газопроводи, які одержали загальну оцінку вище 10 балів,
призначаються власником на капітальний ремонт в черговості,
залежній від зростання балів. 8.8. Зміни технічного стану газопроводів і споруд на них, які
були зафіксовані наступними обстеженнями, заносять до паспорта у
вигляді доповнень (з указанням дати обстеження), які засвідчують
підписами власника паспорта і особи, відповідальної за обстеження,
в результаті якого були виявлені вказані зміни. 8.9. Власник (керівник) підприємства повинен занести до
паспорта зміни не пізніше ніж за місяць після закінчення
обстеження. Доповнення до паспорта власник газопроводу повинен направити
до організації, яка проводила паспортизацію, і до організації,
яка призначена для ведення реєстру аварійно небезпечних об'єктів,
коли газопровід одержав загальну оцінку технічного стану 10 балів
і менше. До паспорта обов'язково додаються акт перевірки технічного
стану газопроводу і схема газопроводів, на якій слід нанести всі
виявлені дефекти з їх прив'язками. 8.10. Періодичність наступних після паспортизації обстежень
газопроводу визначена пунктом 7.3 цих Правил або потребою
позапланового обстеження, якщо вона виникла в зв'язку з
надзвичайною ситуацією, яка викликала зміни в технічному стані
газопроводу. 8.11. Сторінки паспорта повинні бути пронумерованими,
прошнурованими та скріпленими печаткою власника газопроводу.
9. Планування, проектування, організація і проведення робіт з
поточного і капітального ремонтів газопроводів і споруд на них
З метою забезпечення надійності, безпеки і безаварійної
експлуатації газопроводів і споруд на них, власник зобов'язаний за
результатами обстеження (акта перевірки технічного стану
газопроводу) вживати необхідних заходів з ремонту, заміни,
перекладки окремих ділянок або газопроводу в цілому і споруд на
ньому. Проведення і планування робіт з поточного і капітального
ремонтів, складання проектно-кошторисної документації і
організація робіт з капітального ремонту повинні виконуватись
відповідно до вимог, які викладені в розділах 12, 13, 14.
10. Планово-запобіжні ремонти газопроводів і споруд на них
10.1. Системою планово-запобіжного ремонту газопроводів і
споруд на них передбачається виконання таких робіт: технічне обслуговування; планові ремонти. 10.2. До робіт з технічного обслуговування належать: нагляд за станом зовнішніх газопроводів (підземних і
надземних) і засобів електрохімзахисту, а також усунення дрібних
несправностей, які виникли в процесі їх експлуатації; періодичне обстеження газопроводів і споруд на них; вимірювання тиску газу в газопроводах і вимірювання
електропотенціалів на підземних газопроводах. 10.3. До планових ремонтів відносяться: поточний ремонт; капітальний ремонт. 10.4. Аварійно-відновлювальні ремонти відносяться до
позапланових робіт і в цих Правилах не розглядаються.
11. Планування та проведення робіт з технічного
обслуговування
11.1. Основним завданням технічного обслуговування є
забезпечення безпечної експлуатації газопроводів. 11.2. Технічний стан зовнішніх газопроводів і споруд повинен
контролюватися комплексом заходів (обходами, комплексним
приладовим обстеженням (далі - КПО), вимір потенціалів і ін.)
згідно з графіком, складеним організацією, що експлуатує
газопроводи. 11.3. Періодичність обходів трас підземних газопроводів
установлюється організацією, що експлуатує газопроводи
диференційно - залежно від технічного стану газопроводів, безпеки
корозії та ефективності роботи електрозахисних установок, тиску
газу, тривалості експлуатації, типу грунтів, в яких прокладений
газопровід (здимані або осідні грунти), характеру місцевості і
щільності її забудови, геологічних умов, пори року, але не рідше
строків, наведених в таблиці 1 Правил безпеки систем
газопостачання України, затверджених наказом Держнаглядохоронпраці
України 01.10.97 р. N 254 ( z0318-98 ), зареєстрованим
Міністерством юстиції України 15.05.98 р. за N 318/2758. 11.4. Склад і періодичність робіт, які виконуються при обході
трас газопроводів і споруд, повинен виконуватись згідно з вимогами
додатка 5. 11.5. Встановлена на газопроводах запірна арматура і
компенсатори підлягають щорічному технічному обстеженню і за
потреби ремонту або заміні. 11.6. При обході трас розподільчих надземних газопроводів
повинні виявлятися витоки газу, порушення кріплення, провисання
труб, перевіряються стан запірної арматури, ізолювальних фланцевих
з'єднань і пофарбування газопроводів. Періодичність обходів розподільчих надземних газопроводів
установлюється організацією, що експлуатує, диференційно - залежно
від технічного стану газопроводу, але не рідше 1 разу на 3 місяці. 11.7. Підземні газопроводи (в т.ч. з поліетиленових труб),
які знаходяться в експлуатації і підлягають технічному обстеженню,
в тому числі і комплексному, приладовому обстеженню за допомогою
приладів за спеціально розробленою інструкцією, а за потреби - і
шурфуванню. 11.8. Основні критерії, за якими визначають технічний стан
газопроводів, які експлуатуються, є: Для сталевих газопроводів: герметичність; стан ізолювального покриття; стан споруд і обладнання на газопроводах; стан металу, труб і якість зварних з'єднань; корозійна активність (наявність захисного потенціалу, анодних
та знакоперемінних зон). Для поліетиленових газопроводів: герметичність; механічні пошкодження труб та їх стикових з'єднань (проколи,
розриви, зім'яття та ін.); тріщини (поперечні і поздовжні) в трубах; нещільність, в роз'ємних і нероз'ємних з'єднаннях
поліетиленових труб зі сталевими; стан ізолювального покриття сталевих вставок і з'єднань
сталевих труб з поліетиленовими; стан споруд і обладнання. 11.9. Технічне (приладове) обстеження стану підземних
газопроводів повинно проводитися: при тривалості експлуатації газопроводів до 25 років - не
рідше 1 разу на 5 років; при тривалості експлуатації понад 25 років і до закінчення
амортизаційного строку - не рідше 1 разу на 3 роки. Періодичність приладового обстеження газопроводів, які
включені в план капітального ремонту або заміни, а також
газопроводів, які мають захисне ізоляційне покриття нижче "дуже
посиленого типу", і газопроводів, технічний стан яких визнаний
недостатньо надійним до їх ремонту або перекладання - не рідше 1
разу на рік. На газопроводи, які мають захисне ізоляційне покриття нижче
типу "дуже посиленого" в доповнення до приладового обстеження
повинні проводитись контрольні шурфування для визначення стану
металу труб і якості зварних стиків. 11.10. Позачергове технічне обстеження газопроводів слід
проводити, якщо в процесі експлуатації виявлені нещільності або
розриви зварних стиків, наскрізні корозійні пошкодження, а також
при перерві в роботі електрозахисних установок, або зниження
величини потенціалу "газопровід-земля" до значень, нижчих від
мінімально допустимого, більше 1 місяця - в зонах впливу блукаючих
струмів, більше 6 місяців - в інших випадках, передбачених
ГОСТ 9.602-89*. 11.11. Огляд підземних сталевих газопроводів з метою
виявлення стану їх захисного покриття там, де використання
приладів утруднене індустріальними перешкодами, виконується шляхом
вириття на газопроводах контрольних шурфів довжиною не менше
1,5 м. Місця вириття контрольних шурфів, їх кількість у зонах
індустріальних перешкод визначаються СПГГ або підприємством, яке
експлуатує газове господарство. Для візуального обстеження вибираються ділянки, які піддані
найбільшій корозійній небезпеці, місця перетинів газопроводів з
іншими підземними комунікаціями. При цьому слід виривати не менше
одного шурфу на кожен 1 км розподільчого газопроводу і на кожні
200 м дворового або внутрішньоквартального газопроводу, але не
менше одного шурфу на проїзд, квартал або двір. 11.12. Перевірка герметичності і виявлення місць витоків газу
з підземних газопроводів у період промерзання грунту, а також на
ділянках, розташованих під удосконаленими покриттями доріг, слід
проводити шляхом буріння (або шпилькуванням) з наступним відбором
з них проб повітря приладом. На розподільчих газопроводах і вводах свердловини буряться
біля стиків. При відсутності схеми розташування стиків свердловини
буряться через кожні 2 м, глибина буріння свердловин в зимовий
період повинна бути не меншою за глибину промерзання грунтів, в
інші пори року - на глибину прокладки газопроводу. Буріння свердловин здійснюється на відстані не менше 0,5 м
від стінки труби газопроводу. При використанні високочутливих газошукачів для виявлення
газу допускається зменшення глибини свердловини і виконання їх за
віссю газопроводу, за умови, що відстань між верхом труби і дном
свердловини буде не меншою як 40 см. 11.13. Технічний стан поліетиленових труб, їх з'єднання і
ізоляція сталевих вставок визначається шурфовим оглядом. Шурфовий огляд труб поліетиленових газопроводів проводиться
тільки в місцях установлення стальних вставок. На 1 км розподільчих газопроводів і на кожній квартальній
розводці перевіряється не менше 1 вставки. Для можливості огляду
стиків з'єднань поліетиленового газопроводу зі сталевою вставкою
довжина шурфа повинна становити 1,5 - 2 м. Вириття шурфів може виконуватись механізмами або вручну. При механізованному виритті шурфів останній шар грунту над
газопроводом товщиною не менше 300 мм повинен вилучатися вручну, з
додержанням запобіжних заходів неушкодження газопроводів. Перевірку стану протикорозійного покриття сталевих вставок
необхідно проводити не рідше одного разу за 5 років. 11.14. Перевірка герметичності підземних сталевих і
поліетиленових газопроводів здійснюється приладами. При можливості відключення газопроводу від мережі
допускається перевірка герметичності опресуванням повітрям згідно
з вимогами СНиП 3-05.02-88. 11.15. Періодичне приладове обстеження газопроводів повинно
проводитися згідно з щорічними графіками, затвердженими керівником
СПГГ або підприємства, яке експлуатує газопроводи. В графіках повинні бути вказані адреса і довжина газопроводу,
тиск газу в газопроводі, дата введення в експлуатацію, дата
проведення попереднього обстеження, строки проведення обстеження і
відповідальні виконавці. 11.16. Експлуатація, огляд і технічне обслуговування
установок ЕХЗ газопроводів повинні виконуватися згідно з вимогами
ГОСТ 9.602-89* та інструкції з електрохімічного захисту підземних
газопроводів і резервуарів зрідженого газу 320.033.29031.008-97. 11.17. Організації, що експлуатують газопроводи, силами своїх
спеціалізованих служб, повинні здійснювати періодичний технічний
огляд і обслуговування установок ЕХЗ, перевірку ефективності їх
роботи, а також контрольні вимірювання потенціалів на
газопроводах, що захищаються. Технічний огляд установок ЕХЗ повинен проводитися згідно з
вимогами додатка 5. 11.18. При технічному огляді провадяться: зовнішній огляд всіх елементів установок; очищення шаф від пилу, води, бруду; перевірка цілісності, монтажу і відсутності механічних
пошкоджень окремих елементів, справність запобіжника, стан
контактів, справність захисного заземлення і занулення; перевірка робочих параметрів установок, включаючи
вимірювання: на установках дренажного і катодного захисту - випрямлену
напругу, струм в ланцюгу дренажу і потенціал у точці дренування; на контрольних протекторних установках - потенціал відносно
землі за відключеного протектора, потенціал відносно землі та
струм у протекторній установці за включеного протектора. 11.19. При технічному обслуговуванні установок ЕХЗ крім
робіт, вказаних в п.11.18, також виконуються: перевірка опору анодів і захисного заземлення 1 раз на рік, а
також під час проведення ремонтних робіт; випробування кабельних ліній електроживлення - 1 раз на рік; перевірка ізоляції апаратури і кабельних ліній
електроживлення, а також опору розтікання струму захисного
заземлення - не рідше 1 разу на рік; перевірка справності електроізолювальних фланцевих з'єднань -
1 раз на 2 роки; контроль стану захисного покриття - 1 раз на 5 років. Порушення в роботі установок повинні усуватися в термін не
більше 1 місяця. 11.20. Вимірювання потенціалів на газопроводах з побудовою
діаграми потенціалів, з метою виявлення анодних зон і перевірки
ефективності захисних установок слід проводити в зонах дії
блукаючих струмів не рідше 1 разу на 3 місяці, а також після
кожної зміни корозійних умов в зв'язку зі зміною режиму роботи
установок електропостачання електрифікованого транспорту,
розвитком мережі джерел блукаючих струмів, газопроводів і інших
металевих інженерних мереж. В інших випадках - не рідше 2 разів на рік. 11.21. Робота пристроїв ЕХЗ вважається ефективною, якщо
радіус їх дії та величина захисного потенціалу газопроводів
відносно землі відповідають проекту. 11.22. За результатами вимірювання на газопроводах
складаються зведені відомості, результати вимірів потенціалів на
контактних устроях захисних установок заносяться в спеціальні
журнали. 11.23. При виявленні корозійно небезпечних зон слід уживати
негайних заходів з захисту газопроводів і ліквідації таких зон
(перевірка цілісності ізоляційного покриття приладами з подальшим
ремонтом або заміною пошкоджених ділянок, позачергові шурфові
огляди, виявлення і усунення джерел блукаючих струмів, посилення
дії наявного електрозахисту. Терміни виконання робіт визначаються з умов експлуатації, але
не більше 3 місяців. До усунення анодних і знакозмінних зон організація, що
експлуатує, повинна розробити і здійснити заходи, які б
забезпечили безпечну експлуатацію газопроводів. 11.24. Результати приладового обстеження повинні
оформлюватися актом технічного стану установленої форми і
зберігатися в експлуатаційному паспорті на газопровід. 11.25. За результатами технічного обстеження сталевих і
поліетиленових газопроводів повинні складатися акти, в яких з
урахуванням виявлених дефектів і оцінки технічного стану слід дати
висновок про можливість подальшої експлуатації газопроводу,
потребу і терміни проведення його ремонту або заміни. Акт технічного обстеження повинен затверджуватися керівником
СПГГ або підприємства. Висновки, одержані в результаті обстеження, заносяться до
паспорта газопроводу.
12. Планування та проведення робіт з поточного і капітального
ремонтів
12.1. Ремонт газопроводів і споруд на них є основним заходом,
спрямованим на підтримку або на відновлення первісних
експлуатаційних якостей - як газопроводів і споруд на них, так і
окремих їхніх конструкцій і деталей, а також забезпечення надійної
і безаварійної подальшої експлуатації газопроводів і споруд на
них. 12.2. Підставою для проведення поточного або капітального
ремонту газопроводів, а також можливості їх подальшої експлуатації
є акт, складений за результатами технічного обстеження з оцінкою
їх технічного стану і висновками про потребу та строки проведення
ремонту, затверджено керівником СПГГ або підприємства, яке
експлуатує газопроводи. 12.3. Проведення планово-запобіжних ремонтів здійснюється під
керівництвом відповідальних спеціалістів СПГГ або підприємств, які
експлуатують газопроводи; склад спеціалістів затверджується
наказом керівника підприємства. 12.4. До обов'язків осіб, відповідальних за проведення
ремонтів, входить: складання графіків огляду з виявлення потреби в роботах з
поточного і капітального ремонтів; складання планів поточних і капітальних ремонтів (до
проведення оглядів і складання планів залучаються майстри і
спеціалісти СПГГ або підприємств, які експлуатують газопроводи); організація технічного інструктажу робітників, зайнятих на
ремонтних роботах; складання заявок на матеріали, запасні частини і устаткування
(на основі дефектних відомостей та ін. матеріалів); перевірка забезпеченості передбачених ремонтних робіт робочою
силою, матеріалами, деталями, інструментом і механізмами; організація підготовки проектно-кошторисної і іншої потрібної
технічної документації; проведення заходів з техніки безпеки і охорони праці під час
ремонтних робіт, які виконуються господарським способом; підготовка до своєчасної здачі в експлуатацію відремонтованих
об'єктів. 12.5. Всі роботи з поточного ремонту належить поділяти на дві
групи: 1 група - профілактичний ремонт, який виконується в процесі
експлуатації (в тому числі і на основі накопиченого досвіду) і
заздалегідь запланований за об'ємом і часом виконання; 2 група - непередбачений ремонт, який виконується в
терміновому порядку. 12.6. Поточний профілактичний планово-запобіжний ремонт
(далі - ПЗР) газопроводів і споруд на них планується в грошових і
натуральних показниках і проводиться згідно з річним
планом-графіком, затвердженим керівником підприємства, який
повинен бути розроблений не пізніше ніж за 3 місяці до початку
року. 12.7. План поточного ПЗР складається на основі опису
потрібних робіт, який складений при обході трас і періодичних
оглядах. 12.8. Річним планом ПЗР повинні бути визначені об'єми і
вартість ремонтно-профілактичних робіт, потреби в трудозатратах і
тривалість ремонтів об'єктів. 12.9. З метою розвитку і уточнення річного плану ПЗР не
пізніше ніж за 15 днів до початку кварталу повинні бути складені і
затверджені квартальні графіки ПЗР. 12.10. На відміну від профілактичного поточного ремонту, який
проводиться в плановому порядку, непередбачений поточний ремонт
полягає в терміновому полагодженні пошкоджень, які не могли бути
заздалегідь виявлені і усунені при профілактичному ремонті чи
виникли після його виконання, а затримка з усуненням цих недоліків
може призвести до серйозних аварій або значного погіршення умов
експлуатації. 12.11. Поточний ремонт призначається для постійної підтримки
роботоздатності газопроводів і споруд на них. Поточний ремонт спрямований на забезпечення газопроводів і
споруд від передчасного зношення і на запобігання аваріям. 12.12. Роботи з поточного ремонту полягають в усуненні
несправностей і поломок, які виникли в процесі експлуатації, а
також ревізії окремих вузлів і деталей. 12.13. Поточний ремонт провадиться за рахунок експлуатаційних
витрат і включається в план підприємства. 12.14. На цілі планово-профілактичного ремонту (ПЗР)
виділяються 75-80% асигнувань, що відпускаються на поточний
ремонт. 12.15. На виконання термінових непередбачених робіт
резервуються 20-25% асигнувань, які виділені на проведення
поточного ремонту. 12.16. Поточний ремонт здійснюється підрозділами ремонтних
служб. 12.17. Перелік, склад та періодичність виконання основних
видів робіт з поточного ремонту поданий в додатку 6. 12.18. До капітального ремонту відносяться роботи, в процесі
яких провадиться заміна зношених конструкцій, вузлів і деталей або
заміна їх на більш досконалі або економічні, а також роботи з
ремонту базових (основних) конструкцій і споруд. Добір об'єктів для капітального ремонту повинен проводитися
на підставі дефектних відомостей, які складені в результаті
оглядів в натурі, записів в експлуатаційних паспортах, а також
актів технічного обстеження. 12.19. Всі об'єкти, які намічені для капітального ремонту,
повинні мати докладні описи ремонтних робіт з визначенням їхніх
об'ємів і на них повинна бути складена проектно-кошторисна
документація. Капітальний ремонт газопроводів і споруд на них, який
проводиться без зміни діаметрів і трасування, може проводитися за
ескізами. 12.20. При складанні плану капітального ремонту газопроводів
і споруд на них слід керуватися переліком, складом та
періодичністю виконання основних видів робіт по капітальному
ремонту газопроводів і споруд на них згідно з вимогами додатка 7. 12.21. Згідно з затвердженими організаційними планами
капітального ремонту СПГГ (підприємства) на основі проектів і
кошторисів складають перелік об'єктів, які підлягають капітальному
ремонту в заплановому році. 12.22. Капітальний ремонт проводиться за рахунок
амортизаційних відшкодувань, які призначені для цих робіт.
13. Проектно-кошторисна документація
13.1. Проекти і кошториси на капітальний ремонт складаються
згідно з вимогами нормативних документів і чинних одиничних
розцінок. 13.2. Кошториси на капітальний ремонт складаються окремо на
кожний об'єкт на підставі описів робіт. До описів робіт слід
долучити коротку пояснювальну записку, матеріал технічного
обстеження і акти приладового обстеження газопроводів. 13.3. Крім прямих витрат на капітальний ремонт, в кошторисах
також передбачаються накладні витрати, нарахування на прямі
витрати - в розмірах, які передбачені нормативними документами і
вказівками, а при підрядному способі - і планові накопичення. При
виконанні капітального ремонту господарським способом планові
накопичення не нараховуються. 13.4. Кошториси на капітальний ремонт газопроводів і споруд
на них затверджуються керівником СПГТ або підприємства, яке
експлуатує газопроводи.
14. Організація робіт з капітального ремонту
14.1. Провадження капітального ремонту повинно здійснюватися
з максимальним застосуванням механізмів і пристроїв, з
максимальною централізацією виготовлення трубних заготовок, вузлів
і деталей. Для об'єктів зі складною технологією ремонтних робіт
слід складати проекти виробництва робіт. 14.2. В проектах виробництва робіт капітального ремонту
газопроводів і споруд на них повинні визначатися методи і терміни
виконання, потреби в робочій силі, матеріалах, арматурі, деталях,
будівельних матеріалах, а також розміщення на території, прилеглій
до об'єкта, який ремонтується, матеріалів, тимчасових споруд,
пристосувань і механізмів. 14.3. До виконання робіт з капітального ремонту газопроводів
і споруд на них дозволяється приступати при наявності таких умов: включення робіт до плану капітального ремонту; наявності затвердженої технічної документації і фінансування
капітального ремонту; наявності у виконавця робіт ордера і відповідного дозволу на
виконання земляних робіт; улаштування огорож місць робіт та наявність інших охоронних
заходів згідно з вимогами нормативів з охорони праці. 14.4. Виконання ремонтних робіт може здійснюватися як
підрядним, так і господарським способом. 14.5. Контроль за виконанням ремонтних робіт згідно з
затвердженими проектами, технічною документацією, Правилами
безпеки систем газопостачання України ( z0318-98 ) і подальше
приймання виконаних робіт здійснюється: при підрядному способі виконання робіт - представником СПГГ
або підприємства, яке експлуатує газопроводи; при господарському способі виконання робіт - спеціалістами
газових господарств, які експлуатують газопроводи. 14.6. Об'єкти, капітальний ремонт яких закінчено, приймаються
комісією, призначеною керівником СПГГ або підприємства, яке
експлуатує газопроводи. Складається акт приймання відремонтованого об'єкта, в якому
слід вказати об'єми виконаних робіт (в натуральному і грошовому
вираженні), якість і результати випробувань за встановленою формою
з доданням виконавчо-технічної документації в повному обсязі. 14.7. При прокладанні ділянок газопроводів з заміною їх
проектного трасування на цих ділянках складається проектна і
виконавчо-технічна документація згідно з вимогами, які
пред'являються при новому будівництві на відповідність до СНиП
3.05.02-88.
Додаток 1до пункту 3.2 Правил обстежень, оцінки
технічного стану, паспортизації та
проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них
Черговість обстеження газопроводів
А. Газопроводи, збудовані до 1952 року, без перевірки якості
зварювання фізичними методами контролю, а також газопроводи,
збудовані до 1962 року, з бітумним ізоляційним покриттям, яке
армовано органічними матеріалами (марля, мішковина, міткаль) з
фланцевими та різьбовими з'єднаннями, призначаються на обстеження:
В першу чергу В другу чергу
Газопроводи, на яких було зафіксовано:
1. Два або більше випадків розривів, 1. Один випадок розриву
тріщин зварних стиків за останні 5 зварного стика за час
років експлуатації газопроводу експлуатації газопроводу
2. Два і більше випадків наскрізних 2. Один випадок наскрізного
корозійних пошкоджень труб, які корозійного пошкодження
розподілені за довжиною газопроводу, газопроводу, виявлений за
виявлених за останні 5 років час його експлуатації
експлуатації
3. Три і більше випадків наскрізних 3. За час експлуатації
корозійних пошкоджень труб, газопроводу трапилися
виявлених з початку експлуатації витоки газу на трубах і
газопроводу за наявності на ньому спорудах, а також виникали
позитивних або знакоперемінних на ньому позитивні або
електропотенціалів знакоперемінніелектропотенціали
4. Виявлені пошкодження ізоляційного 4. Газопроводи, на які
покриття, яке не підлягає ремонту відсутня виконавчо-технічнадокументація
Б. Газопроводи з дуже посиленим ізоляційним покриттям, яке
армовано бризолом або скловолокном, призначаються на обстеження
В першу чергу В другу чергу
Газопроводи, на яких було зафіксовано:
1. Два або більше випадків розривів 1. Один випадок наскрізного
зварних стиків за останні три роки корозійного пошкодження за
експлуатації останні три рокиексплуатації за наявності
позитивних або
знакоперемінних
електропотенціалів
2. Два або більше випадків 2. Газопроводи, які мають
наскрізних пошкоджень труб, які відхилення від вимог чинних
розподілені по довжині нормативних документів і
газопроводу, за останній рік Правил безпеки в газовому
експлуатації, наявність на господарстві
газопроводі позитивних
електропотенціалів та пошкоджень,
ізоляційного покриття, яке не
підлягає ремонту
3. Корозійні пошкодження,які виявлені в шурфах при
проведенні планового
до пункту 7.1 Правил обстежень, оцінки
технічного стану, паспортизації та
проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них
Затверджую_____________________________
(посада, прізвище, ім'я,
по батькові)
"___" ___________ 199_ р.
_____________________________(посада, прізвище, ім'я,
по батькові)
"___" ___________ 199_ р.
Актперевірки технічного стану газопроводу
Міністерство ________________________________________________
(відомство)
Підприємство ________________________________________________
(організація)
"___" _______________ 199_ р.
1. Адреса газопроводу __________________________________________
2. Характеристика газопроводу:
1) тиск: високий, середній, низький (підкреслити);
2) довжина, діаметр, товщина стінки (цифрами)_________________ ___________________________________________________________;
3) стандарт (Т.У) на труби і матеріали труб____________________ ___________________________________________________________;
4) рік спорудження (цифрами)___________________________________ ___________________________________________________________;
5) максимальна і мінімальна глибина закладання (від верху трубидо поверхні землі) (цифрами)__________________________ ___________________________________________________________;
6) тип ізоляційного покриття - нормальне, посилене, дужепосилене (підкреслити); армоване марлею, мішковиною, бризолом, гідроізолом, склотканиною (підкреслити)___________ ___________________________________________________________;
7) відхилення від чинних на цей час норм і правил, які виниклиза період експлуатації або допущені при будівництві ____________________________________________________________ ___________________________________________________________;
8) наявність засобів електрозахисту газопроводу (вказати типелектрозахисних установок і рік їх уведення в експлуатацію, захисні потенціали - від і до) _____________________________ ___________________________________________________________.
3. Перевірка герметичності:1) кількість виявлених витоків газу з початку експлуатації газопроводу, які зв'язані з якістю зварних з'єднань або наскрізними корозійними пошкодженнями (враховуючи дані обстеження, яке виконується), всього ___________________________________________________________; 2) оцінка герметичності газопроводу в балах, здійснена
відповідно до табл.1 цих Правил_____________________________ ___________________________________________________________.
4. Перевірка стану ізоляційного покриття:1) кількість місць пошкодження ізоляції, виявлених при приладовому обстеженні_____________________________________; відповідно до табл.1 цих Правил_____________________________ ___________________________________________________________.
4. Перевірка стану ізоляційного покриття:1) кількість місць пошкодження ізоляції, виявлених при приладовому обстеженні_____________________________________; 2) оцінка стану ізоляційного покриття залежно від кількості пошкоджень, здійснена відповідно до табл.2 цих Правил
____________________________________________________________ ___________________________________________________________; ____________________________________________________________ ___________________________________________________________; 3) кількість шурфів, в яких візуально перевірявся стан
ізоляційного покриття_______________________________________ ___________________________________________________________; ізоляційного покриття_______________________________________ ___________________________________________________________; 4) результат перевірки ізоляційного покриття, здійсненого
шурфовим оглядом: товщина ізоляції____________________________________________ стан армованої обгортки_____________________________________ шурфовим оглядом: товщина ізоляції____________________________________________ стан армованої обгортки_____________________________________ поверхня ізоляції: гладка, зморщена, горбиста; продавлена з
боків, знизу (підкреслити); боків, знизу (підкреслити); 5) характер пошкодження: проколи, порізи, наскрізна продавленість грунтом, крихкість, розшарування, осипуваність при ударі, інші механічні пошкодження, які сталися за час
експлуатації ___________________________________________________________; експлуатації ___________________________________________________________; 6) остаточна оцінка стану ізоляційного покриття з урахуванням шурфових оглядів відповідно до табл.3 цих Правил
значення А______балів.
5. Перевірка стану металу труби:1) кількість шурфів, в яких проведено огляд стану металу труби _____________________________________________________; значення А______балів.
5. Перевірка стану металу труби:1) кількість шурфів, в яких проведено огляд стану металу труби _____________________________________________________; в тому числі - шурфів, в яких виявлено корозію:
сильну ______________________________________________; дуже сильну ______________________________________________; незначну ______________________________________________.
Примітка. Стан корозії визначається відповідно до табл.4 цихПравил
сильну ______________________________________________; дуже сильну ______________________________________________; незначну ______________________________________________.
Примітка. Стан корозії визначається відповідно до табл.4 цихПравил
2) імовірні причини, які могли викликати корозію_________________________________________________________ ________________________________________________________;
3) оцінка стану металу труби, здійснена відповідно до
табл.5 цих Правил________________________________________ ________________________________________________________;
6. Перевірка якості зварних стиків:1) виявлено витоків, які пов'язані з якістю зварних з'єднань, з початку експлуатації, всього____________________ ___________________________________________________________; _________________________________________________________ ________________________________________________________;
3) оцінка стану металу труби, здійснена відповідно до
табл.5 цих Правил________________________________________ ________________________________________________________;
6. Перевірка якості зварних стиків:1) виявлено витоків, які пов'язані з якістю зварних з'єднань, з початку експлуатації, всього____________________ ___________________________________________________________; 2) кількість додатково перевірених зварних стиків (згідно з
вимогами п.6.4.2 цих Правил)_______________________________ ___________________________________________________________; з них визнані дефектними____________________________________ ___________________________________________________________; вимогами п.6.4.2 цих Правил)_______________________________ ___________________________________________________________; з них визнані дефектними____________________________________ ___________________________________________________________; 3) оцінка якості зварних стиків газопроводу в балах,
здійснена відповідно до табл. 6 цих Правил__________________ ___________________________________________________________.
Примітка. Зварні стики слід перевіряти у випадку, коли в процесіексплуатації спостерігалися витоки газу через зварні
стики.
7. Оцінка корозійної небезпеки:1) корозійна активність грунту згідно з актом служби захисту ____________________________________________________________ вид грунту_________________________________________________; рівень грунтової води______________________________________; грунтові забруднення________________________________________ ___________________________________________________________; здійснена відповідно до табл. 6 цих Правил__________________ ___________________________________________________________.
Примітка. Зварні стики слід перевіряти у випадку, коли в процесіексплуатації спостерігалися витоки газу через зварні
стики.
7. Оцінка корозійної небезпеки:1) корозійна активність грунту згідно з актом служби захисту ____________________________________________________________ вид грунту_________________________________________________; рівень грунтової води______________________________________; грунтові забруднення________________________________________ ___________________________________________________________; 2) результати вимірів блукаючих струмів, величина
електропотенціалів: максимальна_________________________________________________ мінімальна_________________________________________________; електропотенціалів: максимальна_________________________________________________ мінімальна_________________________________________________; 3) довжина (м) анодних та знакоперемінних зон у відсотках до
загальної довжини газопроводу_______________________________ ___________________________________________________________; загальної довжини газопроводу_______________________________ ___________________________________________________________; 4) оцінка корозійної небезпеки згідно з табл.8 цих Правил.
8. Загальна оцінка (в балах) технічного стану газопроводу
визначена шляхом підсумовування оцінок, одержаних за кожним показником: герметичності, стану ізоляційного покриття, металу труби, якості зварних швів, корозійної безпеки відповідно до
таблиць 1, 3, 5, 6, 8 ________________________________________ ______________________________________________________________
9. Додаткові дані________________________________________________ ______________________________________________________________
10. Висновок_____________________________________________________ ______________________________________________________________
таблиць 1, 3, 5, 6, 8 ________________________________________ ______________________________________________________________
9. Додаткові дані________________________________________________ ______________________________________________________________
10. Висновок_____________________________________________________ ______________________________________________________________
Підписи:
Додаток 3до пункту 8.1 Правил обстежень, оцінки
технічного стану, паспортизації та
проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них
Паспорттехнічного стану газопроводу
1. Дані про підприємство
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |Міністерство | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Назва |повністю | | |підприємства | | | | |———————————————————+————————————————————————| | |скорочено | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Поштова адреса |індекс | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Ідентифікаційний код | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Форма власності | | |————————————————————————————————————————————————————————————————| |Власник (керівник) підприємства | | | |————————————————————————————————————————————————————————————————| |Прізвище, ім'я, по батькові | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Телефон, факс | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Дата складання паспорта | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |Міністерство | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Назва |повністю | | |підприємства | | | | |———————————————————+————————————————————————| | |скорочено | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Поштова адреса |індекс | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Ідентифікаційний код | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Форма власності | | |————————————————————————————————————————————————————————————————| |Власник (керівник) підприємства | | | |————————————————————————————————————————————————————————————————| |Прізвище, ім'я, по батькові | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Телефон, факс | | |———————————————————————————————————————+————————————————————————| |Дата складання паспорта | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
2. Загальні відомості про газопровід
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |N об'єкта | | |———————————————————————————————————————————————————+————————————| |Назва, адреса газопроводу | | |———————————————————————————————————————————————————+————————————| |Призначення | | |———————————————————————————————————————————————————+————————————| |Характеристика газопроводу: | | |———————————————————————————————————————————————————+————————————| |1 |Тиск (високий, середній, низький) | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |2 |Довжина, діаметр, товщина стінки | | | |труби | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |3 |Стандарт або ТУ на труби і матеріал | | | |труби | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |4 |Рік побудови | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |5 |Максимальна і мінімальна глибина (від | | | |верху труби до поверхні землі) | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |6 |Перелік споруд на газопроводі | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |7 |Тип ізоляції (нормальна, посилена, | | | |дуже посилена, армована марлею, | | | |мішковиною, бризолом, гідроізолом, | | | |скловолокном) | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |8 |Відхилення від чинних на цей час норм | | | |і правил, які виникли за період | | | |експлуатації або пропущені при | | | |будівництві | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |9 |Наявність засобів електрозахисту | | | |газопроводу (вказати тип | | | |електрозахисних установок, рік їх | | | |уведення до експлуатації, захисні | | | |потенціали (від і до) | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |10 |Відомості про технічний стан | | | |газопроводу, накопичені за час його | | | |експлуатації при планових обстеженнях, | | | |аваріях, ремонтах та ін. | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |11 |Балансова вартість, тис. грн. | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
3. Організація, що провела обстеження для паспортизації —————————————————————————————————————————————————————————————————— |Назва | | |————————————————————————————+———————————————————————————————————| |Ідентифікаційний код | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
4. Технічний стан газопроводу та висновки щодо його подальшоїексплуатації
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |N об'єкта | | |———————————————————————————————————————————————————+————————————| |Назва, адреса газопроводу | | |———————————————————————————————————————————————————+————————————| |Призначення | | |———————————————————————————————————————————————————+————————————| |Характеристика газопроводу: | | |———————————————————————————————————————————————————+————————————| |1 |Тиск (високий, середній, низький) | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |2 |Довжина, діаметр, товщина стінки | | | |труби | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |3 |Стандарт або ТУ на труби і матеріал | | | |труби | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |4 |Рік побудови | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |5 |Максимальна і мінімальна глибина (від | | | |верху труби до поверхні землі) | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |6 |Перелік споруд на газопроводі | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |7 |Тип ізоляції (нормальна, посилена, | | | |дуже посилена, армована марлею, | | | |мішковиною, бризолом, гідроізолом, | | | |скловолокном) | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |8 |Відхилення від чинних на цей час норм | | | |і правил, які виникли за період | | | |експлуатації або пропущені при | | | |будівництві | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |9 |Наявність засобів електрозахисту | | | |газопроводу (вказати тип | | | |електрозахисних установок, рік їх | | | |уведення до експлуатації, захисні | | | |потенціали (від і до) | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |10 |Відомості про технічний стан | | | |газопроводу, накопичені за час його | | | |експлуатації при планових обстеженнях, | | | |аваріях, ремонтах та ін. | | |——————————+————————————————————————————————————————+————————————| |11 |Балансова вартість, тис. грн. | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
3. Організація, що провела обстеження для паспортизації —————————————————————————————————————————————————————————————————— |Назва | | |————————————————————————————+———————————————————————————————————| |Ідентифікаційний код | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
4. Технічний стан газопроводу та висновки щодо його подальшоїексплуатації
4.1. Герметичність газопроводу
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |1. Кількість виявлених витоків газу з початку | | |експлуатації, враховуючи і дані останнього | | |обстеження, які зв'язані з: | | |- якістю зварних з'єднань; | | |- наскрізними корозійними пошкодженнями | | |———————————————————————————————————————————————————+————————————| |2. Оцінка герметичності газопроводу в балах, | | |здійснена за табл. 1 цих Правил | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |1. Кількість виявлених витоків газу з початку | | |експлуатації, враховуючи і дані останнього | | |обстеження, які зв'язані з: | | |- якістю зварних з'єднань; | | |- наскрізними корозійними пошкодженнями | | |———————————————————————————————————————————————————+————————————| |2. Оцінка герметичності газопроводу в балах, | | |здійснена за табл. 1 цих Правил | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
4.2. Стан ізоляційного покриття
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |1 |Кількість місць пошкодження ізоляції,| | | |виявлених при приладовому обстеженні | | |———————+——————————————————————————————————————————————+—————————| |2 |Кількість шурфів, де стан ізоляційного| | | |покриття візуально перевірявся | | |———————+——————————————————————————————————————————————+—————————| |3 |Результати перевірки ізоляційного покриття, | | | |здійсненого шурфовим оглядом: | | | |товщина ізоляції; | | | |стан армованої обгортки; | | | |поверхня ізоляції (гладка, зморщена,| | | |горбиста, продавлена з боків, знизу) | | |———————+——————————————————————————————————————————————+—————————| |4 |Характер пошкоджень: | | | |(проколи, порізи, розшарування, крихкість, | | | |осипуваність при ударі, інші механічні | | | |пошкодження, | | | |які сталися за час експлуатації) | | |———————+——————————————————————————————————————————————+—————————| |5 |Остаточна оцінка стану ізоляційного покриття | | | |з урахуванням шурфових оглядів відповідно до | | | |табл.2 і 3 цих Правил | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |1 |Кількість місць пошкодження ізоляції,| | | |виявлених при приладовому обстеженні | | |———————+——————————————————————————————————————————————+—————————| |2 |Кількість шурфів, де стан ізоляційного| | | |покриття візуально перевірявся | | |———————+——————————————————————————————————————————————+—————————| |3 |Результати перевірки ізоляційного покриття, | | | |здійсненого шурфовим оглядом: | | | |товщина ізоляції; | | | |стан армованої обгортки; | | | |поверхня ізоляції (гладка, зморщена,| | | |горбиста, продавлена з боків, знизу) | | |———————+——————————————————————————————————————————————+—————————| |4 |Характер пошкоджень: | | | |(проколи, порізи, розшарування, крихкість, | | | |осипуваність при ударі, інші механічні | | | |пошкодження, | | | |які сталися за час експлуатації) | | |———————+——————————————————————————————————————————————+—————————| |5 |Остаточна оцінка стану ізоляційного покриття | | | |з урахуванням шурфових оглядів відповідно до | | | |табл.2 і 3 цих Правил | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
4.3. Стан металу труби
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |1 |Кількість шурфів, в яких оглядався стан металу| | | |труби, в тому числі шурфів, в яких виявлена | | | |корозія: | | | |сильна________________________________________| | | |дуже сильна___________________________________| | | |незначна______________________________________| | |———————+——————————————————————————————————————————————+—————————| |2 |Оцінка стану металу труби здійснена відповідно| | | |до табл.5 цих Правил | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Примітка. Ступінь корозії визначається згідно з табл.4 цих Правил.
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |1 |Кількість шурфів, в яких оглядався стан металу| | | |труби, в тому числі шурфів, в яких виявлена | | | |корозія: | | | |сильна________________________________________| | | |дуже сильна___________________________________| | | |незначна______________________________________| | |———————+——————————————————————————————————————————————+—————————| |2 |Оцінка стану металу труби здійснена відповідно| | | |до табл.5 цих Правил | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Примітка. Ступінь корозії визначається згідно з табл.4 цих Правил.
4.4. Якість зварних стиків
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |1 |Кількість витоків газу, які пов'язані з | | | |якістю зварних | | | |з'єднань, з початку експлуатації | | | |газопроводу | | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |2 |Кількість додатково перевірених стиків | | | |згідно з вимогами п.6.4.2 цих Правил | | | |3 них визнані дефектними | | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |3 |Оцінка якості зварних стиків газопроводу | | | |в балах, здійснена відповідно до табл.6 | | | |цих Правил | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |1 |Кількість витоків газу, які пов'язані з | | | |якістю зварних | | | |з'єднань, з початку експлуатації | | | |газопроводу | | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |2 |Кількість додатково перевірених стиків | | | |згідно з вимогами п.6.4.2 цих Правил | | | |3 них визнані дефектними | | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |3 |Оцінка якості зварних стиків газопроводу | | | |в балах, здійснена відповідно до табл.6 | | | |цих Правил | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
4.5. Корозійна небезпека газопроводу
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |1 |Корозійна активність грунту (згідно з | | | |актом служби захисту) | | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |2 |Вид грунту | | | |Рівень грунтової води | | | |Грунтові забруднення | | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |3 |Результати вимірів блукаючих струмів | | | |Величина електропотенціалів: | | | |- максимальна | | | |- мінімальна | | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |4 |Довжина (м) анодних та знакозмінних зон у | | | |відсотках до загальної довжини газопроводу| | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |5 |Оцінка корозійної небезпеки відповідно до | | | |табл. 8 цих Правил | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |1 |Корозійна активність грунту (згідно з | | | |актом служби захисту) | | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |2 |Вид грунту | | | |Рівень грунтової води | | | |Грунтові забруднення | | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |3 |Результати вимірів блукаючих струмів | | | |Величина електропотенціалів: | | | |- максимальна | | | |- мінімальна | | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |4 |Довжина (м) анодних та знакозмінних зон у | | | |відсотках до загальної довжини газопроводу| | |———————+——————————————————————————————————————————+—————————————| |5 |Оцінка корозійної небезпеки відповідно до | | | |табл. 8 цих Правил | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
4.6. Технічний стан газопроводу в цілому
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |Технічний стан газопроводу (в цілому) визначається| | |за бальною системою шляхом підсумовування оцінок за | | |кожним показником основних критеріїв згідно з | | |п.6.7.1 цих Правил (проставляється цифрами та | | |прописом) | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Додаткові дані: __________________________________________________ __________________________________________________________________
Пропозиції щодо подальшої експлуатації —————————————————————————————————————————————————————————————————— | | | | | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Власник (керівник) підприємства _______________________________(підпис)
Керівник групи обстеження _______________________________(підпис)
Дата обстеження _______________________ 199_ р.
—————————————————————————————————————————————————————————————————— |Технічний стан газопроводу (в цілому) визначається| | |за бальною системою шляхом підсумовування оцінок за | | |кожним показником основних критеріїв згідно з | | |п.6.7.1 цих Правил (проставляється цифрами та | | |прописом) | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Додаткові дані: __________________________________________________ __________________________________________________________________
Пропозиції щодо подальшої експлуатації —————————————————————————————————————————————————————————————————— | | | | | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Власник (керівник) підприємства _______________________________(підпис)
Керівник групи обстеження _______________________________(підпис)
Дата обстеження _______________________ 199_ р.
Додаток 4до пункту 8.7 Правил обстежень, оцінки
технічного стану паспортизації та
проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них
Структура реєстру аварійно небезпечних газопроводів таспоруд на них
Реєстр аварійно небезпечних розподільчих газопроводів та
споруд на них містить дані про газопроводи, що знаходяться в
незадовільному технічному або аварійному стані, незалежно від їх
відомчої належності та форми власності. Реєстр, текст якого уміщено на електронних носіях у вигляді
комп'ютерної бази даних, ведеться організацією, призначеною для
виконання цих функцій. Записом одиничного реєстру газопроводу є набір
реквізитів-характеристик з паспорта технічного стану газопроводу.
Основою структури та змісту реєстру - а отже і відповідної бази
даних, є структура паспорта технічного стану газопроводів, що
складається за результатами обстеження та оцінки їх технічного
стану. Власники газопроводів повинні надсилати до реєстру дані про
газопроводи, що знаходяться в незадовільному технічному або
аварійному стані. Відповідно до структури паспорта технічного стану
газопроводів, показники зазначених даних подаються організації,
яка веде реєстр за формою 1, в якій показники реєстру згруповані
так: загальні дані про підприємство; адресні дані підприємства; загальні дані про газопровід; дані про технічний стан конструктивних елементів, оцінених за
чотирибальною системою; загальна оцінка технічного стану газопроводу за десятибальною
шкалою; пропозиції щодо подальшої експлуатації. Організація з ведення реєстру заносить ці дані до
комп'ютерного реєстру аварійно небезпечних газопроводів і споруд
на них, а також формує зведені дані (за формою 2) про стан реєстру
аварійно небезпечних газопроводів по даній галузі для
представлення їх до відповідних органів державного нагляду.
Власники газопроводів при подальшій експлуатації газопроводів,
занесених до реєстру, повинні своєчасно повідомляти організацію,
відповідальну за ведення реєстру, про всі зміни зафіксованих у
паспорті характеристик газопроводу для актуалізації їх у реєстрі
або виключення об'єкта з реєстру аварійно небезпечних. Програмне забезпечення для створення та ведення реєстру
надаватиме можливість включити об'єкт до реєстру, виключити його
звідти, постійно підтримувати реєстр в актуальному стані,
знаходити та представляти для перегляду дані про потрібний об'єкт,
відбирати та групувати об'єкти за даними ознаками, обчислювати
зведені кількісні характеристики цих виборок та формувати
відповідні вихідні документи (згідно з приведеними нижче формами). Уповноваженим органам періодично та за їх окремими
замовленнями надається інформація щодо складу та змісту реєстру,
відібрана і згрупована відповідно до їх поточних потреб - повна чи
вибіркова, докладна чи узагальнена.
Форма 1
Надання даних про газопровід, занесений до реєструаварійно небезпечних газопроводів
Дані про підприємство—————————————————————————————————————————————————————————————————— | Ідентифікаційний код | | |—————————————————————————————————————————————+——————————————————| |Назва |скорочена | | | |——————————————————————+——————————————————| | |повна | | |——————————————————————+——————————————————————+——————————————————| |Міністерство, |скорочена | | |відомство |——————————————————————+——————————————————| | |повна | | |——————————————————————+——————————————————————+——————————————————| |Форма | | | |власності | | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Адресні дані підприємства —————————————————————————————————————————————————————————————————— |Поштовий індекс | | |—————————————————————————————+——————————————————————————————————| |Поштова адреса | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Власник (керівник) підприємства—————————————————————————————————————————————————————————————————— |Прізвище, ім'я, по батькові | | |———————————————————————————————+————————————————————————————————| |Телефон, факс | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Загальні відомості про газопровід —————————————————————————————————————————————————————————————————— |N об'єкта | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |Назва, адреса газопроводу | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |Призначення | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |Рік побудови | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |Балансова вартість | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |Характеристика газопроводу: | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |тиск газу | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |довжина, діаметр, товщина стінки труби | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |тип ізоляції | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |періодичність планових обстежень | | |технічного стану | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |дата останнього обстеження | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |Організація, що провела обстеження | | |————————————————————————————————————————+———————————————————————| |- ідентифікаційний код | | |- скорочена назва | | |- повна назва | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Технічний стан елементів газопроводу за чотирибальною системою —————————————————————————————————————————————————————————————————— | Назви критеріїв | Оцінка в балах (прописом) | |———————————————————————————————————+————————————————————————————| |герметичність газопроводу | | |———————————————————————————————————+————————————————————————————| |стан ізоляційного покриття | | |———————————————————————————————————+————————————————————————————| |стан металу труб | | |———————————————————————————————————+————————————————————————————| |якість зварних стиків | | |———————————————————————————————————+————————————————————————————| |корозійна небезпека | | |———————————————————————————————————+————————————————————————————| |наявність або відсутність| | |електрохімічного захисту | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Технічний стан газопроводу (в цілому) —————————————————————————————————————————————————————————————————— |Загальна оцінка (1) технічного | | |стану газопроводу (за 10-бальною шкалою) | | |—————————————————————————————————————————+——————————————————————| |Висновки щодо подальшої експлуатації | | |газопроводу | | ——————————————————————————————————————————————————————————————————
_______________(1) Загальна оцінка визначається шляхом підсумування оцінок
за кожним критерієм технічного стану елементів газопроводу.
Пропозиції щодо подальшої експлуатації —————————————————————————————————————————————————————————————————— |————————————————————————————————————————————————————————————————| |————————————————————————————————————————————————————————————————| ——————————————————————————————————————————————————————————————————
Надання зведених даних про стан реєстру аварійно небезпечнихрозподільчих газопроводів
За звітний період
Форма 2————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————— |Регіон, | На початок | Надійшло до |Вибуло з реєстру| На кінець | |місто, | періоду | реєстру | (-) | періоду | |населений| | (+) | | | |пункт | | | | | |—————————+—————————————————+—————————————————+————————————————+————————————————| | |всьо-|не- |ава- |всьо-|не- |ава- |всьо-|не- |ава-|всьо-|не- |ава-| | |го |при- |рійні|го |при- |рійні|го |при- |рій-|го |при- |рій-| | | |датні| | |датні| | |датні|ні | |датні|ні | |—————————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+————+—————+—————+————| |—————————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+————+—————+—————+————| |—————————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+————+—————+—————+————| |—————————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+—————+————+—————+—————+————| |Загалом | | | | | | | | | | | | | —————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Додаток 5до пункту 11.4 Правил обстежень, оцінки
технічного стану, паспортизації та
проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них
Склад та періодичність виконання основних робіт з технічного
обслуговування, які повинні виконуватись на газопроводах таспорудах————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————— | N | Склад робіт | Періодичність виконання | | з/п | | робіт | |—————+———————————————————————————————————————————————————+—————————————————————————————| | | | | | | I. Обхід трас газопроводів | | | | Підземні газопроводи | | | | | | | 1. |Систематична перевірка стану газопроводів |В строки, які забезпечують | | |(в тому числі поліетиленових газопроводів) |безпечну експлуатацію, але | | |і виявлення витоків газу за зовнішніми |не рідше строків, | | |ознаками, проводиться за допомогою приладів |встановлених Правилами | | |(газоаналізатором або газошукачем) |безпеки систем | | |на наявність газу у всіх колодязях і контрольних |газопостачання України | | |трубках, камерах інших підземних комунікацій, |(табл. 1) | | |підвалах будинків, колекторах, підземних | | | |переходах, розташованих на відстані до 15 м по | | | |обидві сторони від осі газопроводу. | | | 2. |Перевірка збереження і стану настінних |При кожному обході трас | | |покажчиків і орієнтирів, газових споруд, |газопроводів | | |очищення кришок газових колодязів і коверів від | | | |снігу, льоду і забруднень, огляд стану місцевості | | | |по трасі газопроводу з метою виявлення обвалів | | | |грунту, розмиву його талими або дощовими | | | |водами. | | | 3. |Контролюються умови виконання земляних і |Щоденно до закінчення робіт | | |будівельних робіт, які проводяться в смузі 15 м по |в зазначеній зоні | | |обидві сторони від осі газопроводу з метою | | | |попередження і виключення його пошкодження та | | | |захаращення траси газопроводу | | | 4. |Перевірка зовнішнім оглядом стану |При кожному обході трас | | |електрозахисних установок. |газопроводів | | | | | | | Надземні газопроводи | | | | | | | 5. |Систематична перевірка стану газопроводів, |В строки, які забезпечують | | |порушення кріплення газопроводів, провисання |безпечну експлуатацію, але | | |труб, витоків газу. Перевіряється стан |не рідше ніж 1 раз на три | | |вимикальних пристроїв ізолювальних фланцевих |місяці | | |з'єднань, пофарбування газопроводів. | | | | | | | | II. Технічне обслуговування | | | | Підземні газопроводи | | | | | | | |Підземні газопроводи (в т.ч. з поліетиленових | | | |труб), які експлуатуються, підлягають технічному | | | |обстеженню, в т.ч. і комплексному приладовому | | | |обстеженню (КПО) за допомогою приладів, за | | | |спеціально розробленою інструкцією, а за потреби | | | |- шурфуванню. | | | |При технічному обстеженні підземних | | | |газопроводів повинно проводитися визначення | | | |фактичного місцезнаходження газопроводів, їх | | | |стан, стан обладнання на них, герметичність, | | | |суцільність і стан захисного покриття, стан | | | |з'єднань поліетиленових газопроводів зі | | | |сталевими вставками, стан ізоляційного покриття | | | |сталевих вставок. | | | 1. |Перевірка герметичності газопроводів приладами | | | |типу "Веріотек", "Універсал", "Портафат", ГІВ-0,5 | | | |та ін. з виконанням робіт: | | | |перевірка на загазованість грунту над |не рідше ніж 1 раз на 5 років| | |газопроводом, газових колодязів, контрольних |при тривалості експлуатації | | |трубок, установлених на газопроводах; |до 25 років | | |перевірка на загазованість розташованих до 15 м |не рідше ніж 1 раз на 3 роки | | |по обидва боки від газопроводу колодязів інших |при тривалості експлуатації | | |підземних комунікацій, колекторів, підвалів, |понад 25 років і до | | |підземних переходів та ін.; |закінчення амортизаційного | | | |строку експлуатації | | |перевірка герметичності і виявлення місць витоків |не рідше ніж 1 раз на рік - | | |газу з підземних газопроводів в період |газопроводи, включені в | | |промерзання грунту, а також на ділянках, |план капітального ремонту | | |розташованих під удосконаленими покриттями |або заміни. Газопроводи, які | | |доріг (асфальтобетонними, бетонними і ін.) |мають захисне покриття | | |повинна проводитися шляхом буріння свердловин |нижче типу "дуже посилене", | | |(шпилькуванням) над віссю газопроводу на |а також газопроводи, | | |глибину дорожнього покриття з наступним |технічний стан яких при | | |відбором проб повітря приладом.Свердловини |черговому обстеженні | | |буряться біля стиків. За відсутності схеми |визнаний недостатньо | | |розташування стиків свердловини слід бурити |надійним, до їх ремонту або | | |через кожні 2 м |перекладання | | 2. |Перевірка на загазованість місцевості в радіусі 50 |Провадиться в разі | | |м і визначення зони загазованості |виявлення загазованості в | | | |зоні до 15 м по обидва боки | | | |від газопроводу | | 3. |Додаткова перевірка грунту на загазованість, з |У кожного виявленого місця | | |пробуренням свердловин на глибину 2/3 глибини |пошкодження ізоляції | | |закладання газопроводу | | | 4. |Перевірка технічного стану ізоляційного покриття | | | |за допомогою апаратури АНПІ або приладів типу | | | |ВТР-4 і ін. з виконанням таких робіт: | | | |уточнення місця підключення генератора до |періодичність згідно зі | | |газопроводу підключення генератора, |строками, вказаними в п. 1 | | |забезпечення надійного контакту з грунтом; | | | |перевірка на відповідність частоти генератора й |при кожному підключенні | | |приймача, перевірка чутливості приймача, |генератора до газопроводу | | |погодження напруги генератора з навантаженням, | | | |перевірка напруги джерела живлення; | | | |уточнення розташування газопроводу на |при початку руху з приладом | | |місцевості і уточнення глибини його залягання за |трасою газопроводу | | |допомогою апаратури АНПІ; | | | |обстеження стану ізоляційного покриття і |при кожному обстеженні | | |періодичне уточнення напрямку і розміщення | | | |газопроводу; | | | |"прив'язка" кожного виявленого місця |теж | | |пошкодження ізоляції до найближчих будівель і | | | |споруд з відміткою на маршрутній карті. | | | 5. |Складання акта перевірки ізоляційного покриття і |При кожному обстеженні | | |герметичності газопроводу, заповнення журналу | | | |обліку згідно з встановленою формою. | | | 6. |Позачергові технічні обстеження газопроводів | | | |повинні проводитися, коли в процесі експлуатації | | | |виявлені нещільності або розриви зварних стиків, | | | |наскрізні корозійні пошкодження, при тривалій | | | |перерві в роботі електрозахисних установок, а | | | |також перед реконструкцією дорожнього | | | |покриття. | | | | | | | | Надземні газопроводи | | | | | | | 7. |Перевірка герметичності газопроводів за |Залежно від місцевих умов, | | |допомогою приладів. |але не рідше ніж 1 раз на рік| | |Перевірка стану підпор і кріплень надземних | | | |газопроводів, а також стану компенсаторів. | | | |Перевірка щільності всіх з'єднань засувок, |Теж | | |компенсаторів, ізолювальних фланців. | | | |Перевірка стану пофарбування газопроводів |Теж | | | | | | | Підводні переходи | | | | | | | 8. |Обслуговування берегової частини переходів | | | |виконується також, як і підземних газопроводів, | | | |згідно з вимогами пунктів 1 і 2. | | | 9. |Обстеження підводної частини переходів |Не рідше ніж 1 раз на 5 років| | |газопроводів, як для газопроводів з позитивною, | | | |так і від'ємною плавучістю. Обстеження | | | |підводної частини газопроводів повинно | | | |проводитися силами спеціалізованих організацій | | | | | | | |Контроль забезпечення необхідного тиску в містах | | | | та інших населених пунктах | | | | | | | 10.|Перевірка і вивчення режиму роботи газопроводів, |За потреби, але не рідше | | |виявлення ділянок з найбільшим перепадом тиску |2 разів на рік | | |в мережах міста або населеного пункту шляхом |(в зимовий і літній періоди -| | |проведення одночасних вимірів тиску газу в |в години максимального | | |контрольних точках |споживання газу) | | 11.|Виявлення причин недостатнього тиску газу на |Згідно зі спеціальними | | |окремих ділянках газопроводу |графіками за потреби | | | | | | | Установки електрохімічного захисту | | | | | | | 12.|Технічний огляд установок ЕХЗ, не обладнаних | | | |засобами телемеханічного контролю, | | | |проводиться: | | | | |Не рідше: | | |на дренажних |4 разів на місяць | | |на катодних |2 разів на місяць | | |на перетворювачах малої потужності |1 разу на 6 місяців | | |на контрольних протекторних |1 разу на 6 місяців | | |При технічному обстеженні виконуються: | | | |зовнішній огляд усіх елементів установок з метою | | | |виявлення зовнішніх дефектів, перевірки | | | |щільності і контактів, справності монтажу, | | | |відсутності механічних пошкоджень окремих | | | |елементів, відсутності слідів підгоряння і | | | |перегрівання, справність захисного | | | |заземлення і занулення, відсутності розкопок на | | | |трасі дренажних кабелів і анодних заземлень; | | | |перевірка справності запобіжників; | | | |очистка корпусу дренажного і катодного | | | |перетворювача; | | | |перевірка робочих параметрів установок, | | | |включаючи вимірювання: | | | |на установках | | | |дренажного і катодного захисту - випрямлений | | | |струм і напругу перетворювача, потенціал | | | |відносно землі в точці приєднання; | | | |на установках посиленого дренажного захисту - | | | |випрямлену напругу, струм в ланцюгу дренажу і | | | |потенціал газопроводу в точці приєднання; | | | |на контрольних протекторних установках - | | | |потенціал газопроводу відносно землі і струм у | | | |протекторній установці при включеному | | | |протекторі. | | | 13.|При технічному обслуговуванні установок ЕХЗ | | | |виконуються (окрім робіт, вказаних в пункті 12): | | | |перевірка опору анодів і захисного заземлення; |1 раз на рік, а також під час| | | |ремонтних робіт | | |випробування кабельних ліній електроживлення; |1 раз на рік | | |перевірка ізоляції апаратури і кабельних ліній |не рідше ніж 1 раз на рік | | |електроживлення, а також опору розтікання | | | |струму захисного заземлення; | | | |перевірка справності електроізолювальних |1 раз на 2 роки | | |фланцевих з'єднань. Вимірювання падіння | | | |напруги на ізолювальному фланці і синхронної | | | |різниці потенціалів по обидві сторони | | | |ізолювального фланця відносно землі; | | | |контроль стану захисного покриття |1 раз на 5 років | | 14.|Технічний огляд з перевіркою ефективності дії | | | |захисту включає: | | | |усі роботи з технічного огляду; | | | |вимірювання поляризаційних або сумарних | | | |потенціалів у постійно визначених опорних | | | |пунктах | | | 15.|Вимірювання потенціалів на газопроводах з | | | |побудовою діаграм потенціалів повинні | | | |проводитися: | | | |в зонах дії блукаючих струмів |не рідше ніж 1 раз на 3 | | | |місяці, а також після кожної | | | |зміни корозійних умов у | | | |зв'язку зі зміною режиму | | | |електропостачання | | | |електрифікованого | | | |транспорту і інших факторів | | |в інших зонах |не рідше ніж 2 рази на рік | —————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Додаток 6до пункту 12.17 Правил обстежень, оцінки
технічного стану, паспортизації та
проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них
Перелік, склад та періодичність виконання основних видів робітз поточного ремонту газопроводів та споруд на них ——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————— | N | Склад робіт | Періодичність виконання| |з/п| | робіт | |———+————————————————————————————————————————————————————————+————————————————————————| | | Підземні і надземні газопроводи | | | | (в т.ч. поліетиленові) | | | | | | |1. |Усунення дрібних дефектів і витоків газу на |У міру потреби; усунення| | |арматурі, які виявлені при профілактичному |витоків - негайно | | |обслуговуванні | | |2. |Ремонт розривів зварних стиків, ділянок |Негайно при виявленні | | |газопроводів з наскрізними корозійними і | | | |механічними пошкодженнями, кавернами з | | | |глибиною понад 30% товщини стінки металу труб | | | |виконується шляхом вирізання дефектних ділянок і | | | |вварювання катушок | | |3. |Ремонт порушених стиків, а також ділянок з |Негайно при виявленні | | |механічними пошкодженнями поліетиленових труб, | | | |виконується шляхом вирізання дефектних ділянок і | | | |вварювання поліетиленових катушок або за | | | |допомогою сталевої вставки на нероз'ємному | | | |з'єднанні. | | | |Ремонт виявлених нещільностей у | | | |нероз'ємних з'єднаннях поліетиленових труб зі | | | |сталевими виконується шляхом вирізання цих | | | |з'єднань і заміни їх на нові | | |4. |Ремонт окремих місць з пошкодженим ізоляційним |Після виявлення, за | | |покриттям |спеціальним графіком, | | | |затвердженим керівником | | | |підприємства | |5. |Зміцнювання зварних стиків на газопроводі з |Після виявлення за | | |тиском до 0,3 Мпа (3 кгс/кв.см) шляхом установлення |спеціальним графіком, | | |на стик муфт з гофрами виконується тільки на тих |затвердженим керівником | | |стиках, цілісність яких не порушена (витоку газу |підприємства | | |немає), а виявлені такі дефекти, як непроварення, | | | |шлакові включення, газові пори | | |6. |Зміцнювання зварних стиків пелюстковими |Після виявлення за | | |муфтами. Провадиться на газопроводах з тиском |спеціальним графіком, | | |понад 0,3 Мпа (3 кгс/кв.см) тільки на стиках, |затвердженим керівником | | |цілісність яких не порушена і виявлені дефекти, |підприємства | | |аналогічні приведеним у пункті 5. Крім того, | | | |наварюванням пелюсткових муфт можна | | | |виконувати ремонт стиків газопроводів з тиском до | | | |0,3 Мпа (3 кгс/кв. см), які мають тріщини, наскрізні | | | |отвори в вигляді пор. | | | |Примітка: зварні стики і зварні шви, виконані при | | | |ремонті газопроводів (пункти 2 - 6), слід перевіряти | | | |фізичними методами контролю | | |7. |Усунення провисання надземних газопроводів |Після виявлення за | | |шляхом виправлення похилу. |спеціальним графіком | |8. |Закріплення підпор і кріплень надземних |За потреби | | |газопроводів | | |9. |Пофарбування надземних газопроводів |За потреби | |10.|Приведення в порядок настінних знаків |В міру виявлення | | | |дефектів знаків | |11.|Усунення снігово-льодових, кристалогідратних |Одразу після виявлення | | |закупорювань з подальшим видаленням конденсату | | | |шляхом заливки розчинника в газопровід, | | | |обігрівання місця льодової закупорки, шурфування | | | |газопроводу або прочистки йоржем | | | | | | | | Колодязі | | | | | | |12.|Очистка колодязів від бруду і сторонніх предметів |Залежно від місцевих | | | |умов, | | | |але не рідше 1 разу на | | | |рік | |13.|Перевірка стану кришок колодязів з усуненням |Залежно від місцевих | | |перекосів, осідань та інших несправностей |умов, | | | |але не рідше 1 разу на | | | |рік | |14.|Перевірка і закріплення драбин і скоб | | |15.|Усунення свищів у стінках колодязів, закладання |За потреби | | |окремих місць пошкодження кладки, закладання | | | |вибоїн горловин | | |16.|Ремонт окремих місць пошкоджень штукатурки |За потреби | |17.|Відбудування відмосток |За потреби | |18.|Ущільнення кришок газових колодязів просмоленим клоччям,|В залежності від | | |заливання швів люків бітумом |місцевих | | |(провадиться в місцях можливого проникнення |умов, у міру потреби | | |паводкових або талих вод на час паводка) | | | | | | | | Засувки і компенсатори | | | | | | |19.|Перевірка і огляд засувок і компенсаторів з | | | |виконанням робіт: | | | |очищення засувок і компенсаторів від бруду; |Не рідше 1 разу на рік | | |"розганяння" черв'яка засувки і його змащення, |Не рідше 1 разу на рік | | |перевірка і набивка сальника, перевірка стану | | | |компенсатора; | | | |перевірка справності приводного пристрою; |Не рідше 1 разу на рік | | |пофарбування засувок і компенсаторів |За потреби | | | | | | | Конденсатозбірники, контрольні трубки і інші | | | | пристрої | | | | | | |20.|Усунення перекосів кришок коверів, осідання |За потреби | | |коверів та інших несправностей | | |21.|Перевірка щільності різьбових з'єднань |При виявленні витоків. | | |конденсатозбірників мильною емульсією. | | | |Змащення різьби пробок і кранів тавотом і |1 раз на рік | | |встановлення їх з підмоткою лляним прядивом | | |22.|Усунення пошкоджень оголовків стояків |Негайно | | |конденсатозбірників | | |23.|Нарощування або обрізка вивідних трубок |За потреби | | |конденсатозбірників і контрольних трубок, коли їх | | | |виводи надмірно занижені або виходять за межу | | | |кришок ковера (за неможливості опустити або | | | |підняти ковер) | | |24.|Заміна несправних кранів і деталей |За потреби | | |конденсатозбірників на справні - за неможливості | | | |усунення дефектів на місці. | | | | | | | | Установки електрохімічного захисту | | | | | | |25.|При поточному ремонті виконуються всі роботи з | | | |технічного огляду з перевіркою ефективності дії | | | |захисту. | | | |Вимірювання опору ізоляції згідно з вимогами і | | | |нормами ПУЕ (розд. 1, п. 1.8 - 34.1). |1 раз на рік | | |Одна або дві вказані нижче роботи - ремонт мережі | | | |живлення (до 20% протяжності), ремонт | | | |випрямлювального блока управління, ремонт | | | |вимірювального блока, ремонт корпусу установки і | | | |вузлів кріплення, ремонт дренажного кабелю (до | | | |20% протяжності), ремонт контактного пристрою | | | |контуру анодного заземлення, ремонт контуру | | | |анодного заземлення (в обсязі менше 20 %) | | ———————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Додаток 7до пункту 12.20 Правил обстежень, оцінки
технічного стану, паспортизації та
проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них
Перелік, склад та періодичність виконання основних видів робітпо капітальному ремонту газопроводів і споруд на них ———————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————— | N | Склад робіт |Періодичність виконання | |з/п| | робіт | |———+—————————————————————————————————————————————————————+————————————————————————| | | Підземні газопроводи | | | | | | |1. |Всі види робіт, які виконуються при поточному | | | |ремонті | | |2. |Заміна ізоляційного покриття без відновлення |У міру потреби за | | |стінки труби |результатами обстеження | | | |апаратурою і шурфових | | | |оглядів | |3. |Відновлення стінки труби з заміною ізоляційного |За потреби | | |покриття (заплавлення каверн, накладання латок, | | | |вирізання і врізання нової катушки) | | |4. |Заміна окремих ділянок труб, які стали |За потреби | | |непридатними. Загальна довжина таких ділянок не | | | |повинна перевищувати 20% від довжини | | | |ремонтованого газопроводу | | | | | | | | Колодязі | | | | | | |5. |Склад роботи при капітальному ремонті газових | | | |колодязів визначається на підставі дефектних | | | |відомостей, які складені в результаті огляду в | | | |натурі. При капітальному ремонті колодязів можуть | | | |виконуватися наступні основні види робіт: | | | |всі види робіт, які виконуються при поточному | | | |ремонті; ремонт цегляної кладки колодязів з | | | |розібранням і заміною перекриття, заміна зношених | | | |кришок, перекладення горловин; | | | |повне відновлення або ремонт гідроізоляції колодязів;| | | |штукатурення колодязів заново; | | | |зміна драбин і ходових скоб; | | | |нарощування висоти колодязів | | | | | | | | Засувки | | | | | | |6. |Розбирання засувок, заміна зношених деталей, |За потреби | | |шабрування, розточення або заміна | | | |ущільнювальних кілець, змащення | | |7. |Заміна зношених засувок |За потреби | | | | | | | Конденсатозбірники і інші пристрої | | | | | | |8. |Демонтаж або заміна конденсатозбірників, ремонт і |За потреби - за| | |заміна коверів і ін. |спеціальним | | | |графіком, затвердженим | | | |керівником | |9. |Встановлення додаткових конденсатозбірників |За потреби | | |провадиться в випадках, коли в процесі експлуатації | | | |виявляється потреба в їх установленні | | | | | | | | Установки електрохімічного захисту | | | | | | |10.|Капітальний ремонт включає: | | | |всі роботи з технічного огляду; |Залежно від умов | | |більше двох робіт з переліку ремонтів, перелічених в |експлуатації | | |пункті 25 додатка 6, або ремонт в обсязі більше 20% |(орієнтовно 1 | | |мережі живлення, дренажного кабелю, контуру анодного |раз на 5 років) | | |заземлення | | ————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————
