какие виды работ не выполняются при техническом осмотре подземных газопроводов

ГОСТ Р 54983-2012 Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация

7 Эксплуатация средств электрохимической защиты стальных подземных газопроводов

7.1 Ввод в эксплуатацию

Соблюдение указанных сроков должно обеспечиваться заказчиком строительства объекта.

7.1.2 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен осуществляться после проведения пусконаладочных работ. К проведению пусконаладочных работ заказчиком строительства объекта должны привлекаться специализированные организации.

До окончания работ по строительству защищаемого газопровода и ввода его в эксплуатацию заказчиком строительства должно быть обеспечено проведение технического обслуживания принятых в эксплуатацию установок ЭХЗ.

7.1.3 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен оформляться актом по форме, приведенной в приложении Т.

Эксплуатационные паспорта должны составляться по формам, приведенным в приложениях Д и Е.

7.1.5 Ввод в эксплуатацию электроизолирующих соединений должен проводиться на основании справок об их приемке после окончания монтажа.

7.2 Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты

7.2.1 Техническое обслуживание установок ЭХЗ, не оборудованных автоматизированными системами управления, должно проводиться не реже:

При наличии автоматизированных систем управления, отвечающих требованиям 5.5.5, периодичность проведения технического обслуживания установок ЭХЗ может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.

При техническом обслуживании катодных и дренажных установок ЭХЗ должны выполняться следующие виды работ:

— контроль режимов работы (измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя);

— измерение защитных потенциалов в точках подключения к защищаемому сооружению;

— оценка непрерывности работы;

— осмотр контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков преобразователей, выявление обрывов кабельных линий;

— проверка наличия и состояния знаков привязки на местности анодного заземления и точек подключения к защищаемым сооружениям, наличие и состояние маркировочных бирок кабельных линий.

На протекторных установках защиты должно выполняться техническое обслуживание с проверкой эффективности их работы.

Результаты технического обслуживания установок ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, составленных по форме, приведенной в приложении К.

7.2.2 Техническое обслуживание электроизолирующих соединений и проверка их диэлектрических свойств должны проводиться со следующей периодичностью:

Результаты технического обслуживания электроизолирующих соединений должны быть оформлены документацией по формам, установленным стандартами эксплуатационных организаций.

7.2.3 Проверка эффективности работы установок катодной и дренажной защиты должна проводиться не реже, чем два раза в год, с интервалом не менее 4 мес.

Источник

Мониторинг технического состояния газопроводов

В процессе эксплуатации сети газораспределения должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу технического состояния газопроводов:

— проверка состояния охранных зон газопроводов;

— технический осмотр (осмотр технического состояния) подземных и надземных газопроводов;

— техническое обследование подземных газопроводов;

— оценка технического состояния подземных и надземных газопроводов;

— техническое диагностирование подземных газопроводов.

Проверка состояния охранных зон газопроводов должна проводиться путем визуального осмотра относящихся к ним земельных участков с целью выявления:

— утечек газа из газопроводов по внешним признакам: пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, появлению бурых пятен на снегу и др.;

— нарушения ограничений, установленных;

— нарушения условий выполнения сторонними организациями земляных и строительных работ, установленных выданными эксплуатационной организацией разрешениями на производство работ или несанкционированного выполнения этих работ;

— нарушения состояния грунта на трассе подземного газопровода вследствие его просадки, обрушения, эрозии, размыва паводковыми или дождевыми водами.

При выявлении несанкционированного производства сторонними организациями земляных и строительных работ в охранной зоне подземного газопровода должны быть приняты оперативные меры:

— по прекращению работ до получения разрешения на их проведение от эксплуатационной организации сети газораспределения;

— привлечению к ответственности виновных в производстве работ, при проведении которых произошло повреждение газопровода;

— проверке герметичности газопровода и состояния изоляции в месте производства работ.

Проверку состояния охранных зон газопроводов допускается проводить одним рабочим.

Периодичность проведения проверок состояния охранных зон газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом плотности застройки территории, гидрогеологических условий эксплуатации и прокладки газопроводов, но не реже сроков проведения технического осмотра газопроводов.

Проверка состояния охранных зон газопроводов, проложенных в просадочных грунтах, должна проводиться не реже одного раза в 10 дней.

При выполнении работ в охранных зонах газопроводов, а также в период паводка, проверка состояния охранных зон в местах переходов через водные преграды и овраги должна проводиться ежедневно.

Технический осмотр подземных газопроводов проводится двумя рабочими, при этом руководство поручается наиболее квалифицированному рабочему. Технический осмотр трасс надземных газопроводов может проводиться одним рабочим.

Маршрутные карты газопроводов должны составляться в двух экземплярах, один из которых с личными подписями рабочих, закрепленных за данным маршрутом, об ознакомлении с ним хранится у мастера. Маршрутные карты должны корректироваться ежегодно, а также по факту изменений на трассе газопровода, выявленных при техническом осмотре. Маршрутные карты должны содержать информацию о дате корректировок и подпись мастера, вносившего изменения в карту. Маршрутные карты разрабатываются с учетом объемов работ и периодичности их выполнения, удаленности трасс и протяженности газопроводов, числа объектов, подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта на маршруте и других факторов, влияющих на трудоемкость работ.

В маршрутной карте должны указываться:

— схема трассы газопровода с привязками характерных точек газопровода (углов поворота, сооружений) к постоянным ориентирам;

— объекты, подлежащие проверке на загазованность в соответствии с приложением П;

— общая протяженность газопроводов;

— число обслуживаемых сооружений по данному маршруту.

При техническом осмотре подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:

— выявление утечек газа;

— проверка внешним осмотром состояния сооружений и технических устройств надземной установки (защитных футляров газовых вводов, средств ЭХЗ, запорной арматуры, коверов, контрольных трубок и др.), настенных знаков привязок газопровода, крышек газовых колодцев;

— очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений;

— выявление пученений, просадок, оползней, обрушений грунта.

При техническом осмотре надземных газопроводов должны выполняться проверки внешним осмотром:

— состояния газопроводов (с выявлением их перемещений за пределы опор, вибраций и деформаций, необходимости окраски), его опор и креплений;

— состояния защитных футляров газопроводов в местах входа и выхода из земли;

— состояния запорной арматуры, компенсаторов, электроизолирующих соединений, средств защиты от падения электропроводов, габаритных знаков в местах проезда автотранспорта.

Выявление утечек газа при техническом осмотре подземных газопроводов должно осуществляться по внешним признакам и с помощью приборов (газоиндикаторов, газоанализаторов) путем проверки:

— герметичности разъемных соединений запорной арматуры (при ее надземной установке);

— герметичности резьбовых соединений сифонных трубок конденсатосборников;

— наличия газа в контрольных трубках защитных футляров подземных газопроводов;

— загазованности газовых колодцев;

— загазованности подвалов зданий, не оборудованных средствами контроля загазованности помещений, колодцев инженерных коммуникаций, шахт, коллекторов, подземных переходов, расположенных по обе стороны от газопровода на расстояниях, указанных в приложение П, а также ближайших колодцев коммуникаций, пересекающих трассу газопровода:

для без колодезных коммуникаций – в радиусе 50 м от газопровода;

для канальных коммуникаций – до ближайшего колодца независимо от расстояния.

При выявлении внешних признаков утечек газа из подземных газопроводов или загазованности подвалов зданий, газовых колодцев и других сооружений должна быть сделана аварийная заявка в АДС. При выявлении загазованности подвала здания свыше 1 % по объему до приезда аварийной бригады должны быть приняты меры по эвакуации людей из загазованного помещения, организации его проветривания и предупреждению людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.

При необходимости определения природы метана должен проводиться лабораторный анализ пробы газа, отобранной из загазованного помещения или сооружения.

Технический осмотр подземных и надземных газопроводов должен проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже приведенных в таблице 1.

Таблица 1 – Сроки проведения технических осмотров газопроводов

Окончание Таблицы 1

Примечания 1 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1 и 2, распространяются на газопроводы, срок службы которых продлен на основании результатов экспертизы промышленной безопасности. 2 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графе 3, распространяется на газопроводы, восстановленные с применением полиэтиленовых технологий или синтетических тканевых рукавов. 3 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1–3, при сроке службы газопроводов менее 15 лет, устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом их технического состояния, но не реже 1 раза в 6 мес – для стальных подземных газопроводов и 1 раза в год – для полиэтиленовых газопроводов. 4 Технический осмотр стальных подземных газопроводов может быть заменен техническим обследованием (в части контроля герметичности) с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, обеспечивающих возможность выявления мест утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.

При техническом обследовании подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:

— выявление мест повреждений изоляционных покрытий стальных газопроводов;

— выявление мест утечек газа из труб и соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов;

— электрометрическое обследование участков стальных газопроводов, проложенных под автомобильными и железными дорогами, с целью определения наличия (отсутствия) контактов «труба-футляр».

Техническое обследование подземных газопроводов должно проводиться с использованием приборной техники с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, обеспечивающей возможность выявления мест повреждений изоляционных покрытий и утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.

На участках трасс газопроводов, где использование приборов для выявления мест повреждений изоляционного покрытия без вскрытия грунта технически затруднено, должно быть проведено обследование газопроводов в шурфах (не менее одного на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода-ввода) длиной не менее 1,5 м.

Первое плановое техническое обследование полиэтиленовых и стальных газопроводов должно проводиться через 15 лет после ввода их в эксплуатацию.

Техническое обследование участков стальных газопроводов, необеспеченных минимальным защитным потенциалом, при их эксплуатации в зонах опасного действия источников блуждающих токов или в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, включая биокоррозионную агрессивность, должно проводиться не реже одного раза в год.

Внеплановое техническое обследование отдельных участков стальных газопроводов должно проводиться:

— при обнаружении сквозных коррозионных повреждений;

— при суммарных перерывах в работе электрозащитных установок (если защита газопровода не была обеспечена другими средствами ЭХЗ) в течение календарного года более одного месяца – в зонах опасного действия блуждающих токов, более шести месяцев – в остальных случаях.

Периодичность проведения технического обследования газопроводов, проложенных методом наклонно-направленного бурения, должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно. Техническое обследование газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированными организациями.

При проведении технического обследования должны определяться:

— глубина, рельеф дна водоема в месте прокладки газопровода;

— оголенные и провисающие участки газопровода;

— соответствие фактического положения газопровода проектной документации;

— состояние балластировки газопровода;

— наличие посторонних предметов на дне водной преграды в месте прокладки газопровода.

Результаты технического обследования газопроводов должны оформляться актами по форме, приведенной в приложении Р.

Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.

При выявлении повреждений изоляционных покрытий газопроводов должно осуществляться планирование проведения работ по их устранению.

Оценка технического состояния стальных и полиэтиленовых газопроводов должна производиться в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке и содержать оценку технического состояния с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.

Периодичность проведения оценки технического состояния газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно, но не реже одного раза в пять лет – для стальных подземных газопроводов, не реже одного раза в 10 лет – для полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов. Первая плановая оценка технического состояния стальных подземных газопроводов должна проводиться через 30 лет, полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов – через 40 лет после ввода их в эксплуатацию.

Результаты проведения оценки технического состояния газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ, и использоваться для определения приоритетов при назначении газопровода на капитальный ремонт или реконструкцию, а также для определения необходимости проведения технического диагностирования подземных газопроводов с целью установления предельного срока эксплуатации (перехода объекта в предельное состояние). Решение о проведении работ по диагностированию принимается владельцем сети газораспределения. По истечении установленного по результатам технического диагностирования предельного срока, эксплуатация объекта должна быть прекращена.

Техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться в соответствии с методикой, утвержденной уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности. При проведении технического диагностирования могут быть использованы данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее, чем год назад.

Плановое техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться:

— по результатам проведения оценки технического состояния газопроводов;

— по достижению срока эксплуатации, установленного в проектной документации, эксплуатационной документации изготовителя технических устройств.

Внеплановое техническое диагностирование газопроводов должно проводиться в следующих случаях:

— при изменении категории газопроводов по давлению газа (при переводе на более высокое давление);

— после аварий, не связанных с механическими разрушениями газопроводов;

— после воздействия на газопроводы деформаций грунта (просадок, оползневых явлений, размывов);

— после землетрясения силой свыше 6 баллов;

— по решению владельца сети газораспределения.

Результаты проведения технического диагностирования газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ.

Результаты проверки охранных зон и технического осмотра газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных журналах газопроводов по форме, приведенной в приложении И.

Результаты технического обследования, оценки технического состояния и технического диагностирования газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационном паспорте газопровода по форме, приведенной в приложении Г.

При выявлении в процессе мониторинга технического состояния газопроводов утечек газа, дефектов, неисправностей и других нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов, должны быть приняты меры по их устранению.

Утечки газа из труб и неразъемных соединений газопроводов должны устраняться в аварийном порядке.

Источник

Какие виды работ не выполняются при техническом осмотре подземных газопроводов

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ «ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ»

Руководство по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов» разработано взамен Инструкции по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов, утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.2001 N 28, в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» и технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления.

В разработке Руководства по безопасности принимали участие А.Л.Шурайц, М.С.Недлин, А.В.Бирюков, Д.А.Коробченко (ОАО «Гипрониигаз»), С.А.Жулина, А.А.Феоктистов, А.А.Прокофьев (Ростехнадзор).

Руководство по безопасности содержит рекомендации по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3. Для выполнения требований, указанных в Правилах проведения экспертизы промышленной безопасности, организации, выполняющие техническое диагностирование газопроводов, помимо способов (методов), рекомендованных в Руководстве по безопасности, могут использовать иные способы (методы) при их соответствующем обосновании.

4. В Руководстве по безопасности применяются термины и определения, а также список используемых сокращений*, приведенные в приложениях N 1 и 2 к настоящему Руководству по безопасности.

* Очевидно, применяются сами сокращения, а не их список. (Примеч. изд.)

5. Действие Руководства по безопасности распространяется на газопроводы, по которым транспортируются:

а) природный газ по ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия» с избыточным давлением, определенным в Техническом регламенте;

б) сжиженные углеводородные газы по ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия» с избыточным давлением, не превышающим 1,6 мегапаскаля.

6. Техническое диагностирование газопроводов проводится с целью:

оценки фактического технического состояния газопровода;

установления остаточного срока службы (предельного срока эксплуатации) газопровода;

разработки рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода до прогнозируемого перехода его в предельное состояние.

7. В зависимости от условий, продолжительности эксплуатации и технического состояния газопровода проводится плановое и внеплановое техническое диагностирование.

Периодичность проведения планового технического диагностирования газопровода устанавливается:

по результатам проведения оценки технического состояния газопровода;

по достижении срока эксплуатации, установленного в проектной документации.

Для газопроводов, на которых ранее проводилось техническое диагностирование, срок его планового проведения, определяемый по результатам оценки технического состояния, принимается не более установленного в заключении экспертизы промышленной безопасности.

Внеплановое техническое диагностирование газопровода проводится:

при изменении категории газопровода по давлению газа;

после аварии, не связанной с механическим разрушением газопровода;

после воздействия на газопровод грунта в результате его деформации (например: просадки, оползневых явлений, размывов, пучений);

после землетрясения силой свыше 6 баллов;

по решению владельца газопровода;

по предписанию Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.

Допускается включать в состав диагностируемого объекта (независимо от даты ввода в эксплуатацию) распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, технологически присоединенные к действующей сети газораспределения или другому источнику газа.

* Определение термина «Эксплуатационная организация» в приложении N 1 отличается от приведенного в пункте 9. (Примеч. изд.)

10. Проведение работ по техническому диагностированию газопроводов осуществляется организациями, имеющими в своем составе квалифицированный персонал и аттестованную лабораторию неразрушающего контроля, владеющими необходимым оборудованием для проведения указанных работ.

11. При проведении технического диагностирования газопровода допускается использовать данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее чем за год до даты проведения технического диагностирования газопровода, а также использовать результаты оценки технического состояния газопровода.

14. Оценка технического состояния газопроводов осуществляется в соответствии с положениями настоящего Руководства по безопасности, документов на применяемые методы неразрушающего контроля, эксплуатационных документов на газопроводы и технические устройства, входящие в состав газопроводов.

15. Результаты технического диагностирования газопроводов используются для оценки их фактического состояния при проведении экспертизы промышленной безопасности газопроводов.

16. При проведении технического диагностирования газопровода выявляются имеющиеся дефекты и повреждения:

металла труб, в том числе сварных соединений;

защитного покрытия газопровода;

технических устройств, установленных на газопроводе.

17. К дефектам и повреждениям металла трубы газопровода относятся: коррозионные повреждения:

сквозные, локальные (язвенные или точечные) и общие (сплошные);

механические и прочие повреждения (например: вмятины, задиры, трещины);

заводские повреждения, включая дефекты заводских продольных и спиральных швов сварных соединений;

дефекты монтажных сварных соединений (например: трещины всех видов и направлений, прожоги, незаваренные кратеры, выходящие на поверхность поры, подрезы глубиной более 5 процентов толщины стенки труб или более 0,5 миллиметров и длиной более 1/3 периметра стыка или более 150 миллиметров).

18. К дефектам и повреждениям защитного покрытия газопровода относятся:

повреждение или отсутствие покрытия;

отсутствие грунтовочного подслоя (праймера);

отсутствие армирующего слоя;

деструкция (потеря механической прочности клеящего подслоя);

отсутствие адгезии защитного покрытия к металлу трубы газопровода;

несоответствие типа покрытия документации, действующей на момент ввода объекта в эксплуатацию.

19. Документация, оформленная по результатам проведения технического диагностирования газопровода, прикладывается к комплекту эксплуатационной документации на газопровод.

II. ОСНОВАНИЯ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ

20. Основанием проведения технического диагностирования газопроводов являются положения нормативных правовых актов Российской Федерации в области технического регулирования и промышленной безопасности, устанавливающих требования по проведению технического диагностирования и к объекту технического диагностирования.

21. Техническое диагностирование газопроводов проводится в случаях:

истечения срока службы (продолжительности эксплуатации) газопроводов, установленного в проектной документации;

отсутствия проектной документации либо отсутствии в проектной документации данных о сроке эксплуатации газопроводов;

после аварии, в результате которой был поврежден газопровод;

по истечении сроков безопасной эксплуатации, установленных заключениями экспертизы промышленной безопасности;

по решению эксплуатационной организации.

III. ЭТАПЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

22. Техническое диагностирование газопровода состоит из следующих основных этапов:

анализ технической документации;

разработка и утверждение программы технического диагностирования газопровода;

техническое диагностирование газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовое);

шурфовое техническое диагностирование газопровода;

оценка фактического технического состояния газопровода;

определение остаточного ресурса газопровода;

оформление результатов технического диагностирования газопровода.

23. Перечень и объем работ по техническому диагностированию газопровода определяется индивидуально для каждого конкретного объекта. Оценка фактического технического состояния газопровода осуществляется на основании одного или нескольких методов, с учетом конкретных условий, ответственности диагностируемого объекта и требуемой надежности контроля.

IV. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

24. При техническом диагностировании газопроводов анализируется техническая документация на газопроводы, в том числе эксплуатационная документация на технические устройства, входящие в состав газопроводов.

25. Целью анализа технической документации является сбор, обобщение и анализ данных, характеризующих динамику изменений технического состояния газопровода при его эксплуатации.

При рассмотрении технической документации анализируются выявленные при эксплуатации (в результате проведения технических обследований, оценок технического состояния газопровода, ремонтов):

динамика изменения свойств защитного покрытия;

динамика изменения режимов работы средств ЭХЗ;

характер выявленных дефектов и повреждений газопровода.

26. При проведении технического диагностирования газопровода анализируется документация, относящаяся ко всем этапам жизненного цикла газопровода:

проектная документация на газопровод, в том числе материалы изысканий, исследования грунтов, сертификаты на материалы и оборудование;

Источник

• через какое время делают повторное эко →