Об утверждении Инструкции по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (273-сон)

02.12.2008

ПРИКАЗ

начальника Государственной инспекции Республики Узбекистан, по надзору за безопасным ведением работ в промышленности горном деле и коммунально-бытовом секторе «Саноатконтехнадзор»

[По согласованию с Министерством юстиции Республики Узбекистан отнесена к техническим документам 18 декабря 2008 г., № 20-15-447/12]

В соответствии с Законом Республики Узбекистан «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и постановлением Кабинета Министров Республики Узбекистан от 10 июля 2004 г. № 323 «Об организации деятельности Государственной по Инспекции Республики Узбекистан надзору за безопасным ведением работ в промышленности, горном деле и коммунально-бытовом секторе», приказываю:

Утвердить Инструкцию по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов.

Начальник И. ХОЛМАТОВ

г. Ташкент,

2 декабря 2008 г.,

№ 273

УТВЕРЖДЕНО приказом начальника Государственной инспекции «Саноатконтехнадзор» от 2 декабря 2008 г. № 273

Инструкция

по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Инструкция разработана в целях реализации Закона Республики Узбекистан от 2006 года 28 сентября № ЗРУ-57 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

Требования настоящей Инструкции должны учитываться и выполняться при эксплуатации и ремонте подземных стальных газопроводов.

Газопроводы систем газоснабжения в зависимости от давления транспортируемого газа подразделяются на:

газопроводы высокого давления I категории — при рабочем давлении газа свыше 0,6 МРа (6 kgf/cm2) до 1,2 МРа (12 kgf/cm2) включительно для природного газа и газовоздушных смесей и до 1,6 МРа (16 kgf/cm2) для сжиженных углеводородных газов (СУГ);

газопроводы высокого давления II категории — при рабочем давлении газа свыше 0,3 МРа (3 kgf/cm2) до 0,6 МРа (6 kgf/cm2);

газопроводы среднего давления — при рабочем давлении газа свыше 500 daPa (0,05 kgf/cm2) до 0,3 МРа (3 kgf/cm2);

газопроводы низкого давления — при рабочем давлении газа до 500 daPa (0,05 kgf/cm2) включительно.

2. При эксплуатации газопроводов и сооружений на них должны систематически проводиться контроль за их техническим состоянием, регистрация результатов контроля и анализ причин возникновения дефектов (при каждой проверке приборным методом, текущих ремонтах в процессе эксплуатации и др.), периодичность проведения технического обследования подземных стальных газопроводов должна быть не реже одного раза в пять лет.

Техническое обследование подземных стальных газопроводов должно производиться при продолжительности эксплуатации их до 25 лет не реже 1 раза в 5 лет, при продолжительности эксплуатации более 25 лет — не реже 1 раза в 3 года. Газопроводы, включенные в план капремонта или замены, должны обследоваться не реже 1 раза в год.

3. Все производимые в процессе эксплуатации ремонты должны регистрироваться в паспорте на газопровод в соответствии с действующими требованиями нормативно-технической документации.

4. Одно из основных условий для объективной оценки технического состояния подземных стальных газопроводов — постоянное и планомерное накопление сведений о техническом состоянии газопроводов, которое должно проводиться с первого дня эксплуатации газопровода.

5. Для технического обследования газопроводов, проводимого с целью уточнения необходимости капитального ремонта или замены, должна назначаться комиссия из наиболее квалифицированных специалистов в составе не менее трех человек, возглавляемая главным инженером районного (городского) филиала межрегионального унитарного предприятия АК «Узтрансгаз». В комиссию должен быть включен представитель службы электрохимической защиты и лаборатории по контролю качества сварочно-изоляционных работ.

6. Перед обследованием члены комиссии должны подробно ознакомиться с имеющейся технической документацией на данный газопровод, с записями в паспортах о проведенных ремонтах за время его эксплуатации, актами о коррозионном состоянии и другими документами, отражающими техническое состояние газопровода, а также с документацией на ввод от обследуемого газопровода.

7. На основании анализа этих документов составляется план проведения обследования газопровода (включая и вводы). Особое внимание должно обращаться на получение недостающих показателей, по которым должно оцениваться техническое состояние газопровода и по каким-либо причинам, не нашедших отражение в имеющейся технической документации.

8. Комиссией по результатам обследования и данным о техническом состоянии газопроводов, имеющихся в газовом хозяйстве, должны быть составлены акт и схема газопровода с нанесением на ней всех обнаруженных дефектов с привязками.

В акте следует зафиксировать обнаруженные дефекты и дать заключение возможности дальнейшей эксплуатации газопроводов, необходимости проведения капитального ремонта или замены газопровода и сроках их выполнения.

В заключение акта должны быть указаны необходимые меры по безопасной эксплуатации газопроводов, принимаемые районным (городским) филиалом межрегионального унитарного предприятия АК «Узтрансгаз» на период до проведения ремонта или их замены.

Акт утверждается руководителем районного (городского) филиала межрегионального унитарного предприятия АК «Узтрансгаз» и оформляется в соответствии с настоящей Инструкцией.

Акт и схема должны прикладываться к паспорту газопровода для их использования в дальнейшем.

9. При замене уличного газопровода должны быть переложены все ответвления от него, расположенные в пределах отведенных красных линий данных улиц.

Вводы от перекладываемого уличного газопровода, расположенные за пределами отведенных красных линий улиц, назначаются на ремонт или замену в зависимости от их технического состояния, определяемого в соответствии с требованиями настоящей Инструкции.

10. Очередность проведения обследования с целью выявления необходимости капитального ремонта или замены определяется районным (городским) филиалом межрегионального унитарного предприятия АК «Узтрансгаз» в зависимости от технического состояния газопровода.

Первое такое обследование должно проводиться в сроки не более чем через 15 лет с начала эксплуатации данного газопровода.

Газопроводы, техническое состояние которых признано при обследовании удовлетворительным, должны подвергаться повторному обследованию в срок не более чем через 5 лет.

11. Все газопроводы, срок службы которых истек, должны подвергаться обязательному обследованию технического состояния с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации или замены.

По результатам обследования должен быть составлен акт согласно приложению 1, который оформляется в соответствии с требованиями пункта 8.

Если в акте дано заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, то после выполнения необходимых ремонтных работ, указанных в акте, следует провести повторное обследование этого газопровода и сделать переоценку в баллах его технического состояния.

12. Переоценка технического состояния газопроводов производится после:

выполнения ремонтных работ (ремонта изоляционных покрытий, замены отдельных участков или труб и др.);

монтажа дополнительных электрозащитных установок;

выполнения мероприятий по уменьшению коррозийной опасности (ликвидации вредного влияния смежных защищенных подземных металлических коммуникаций, ограничения токов утечки с источников блуждающих токов, установки изолирующих фланцев и т. д.).

Переоценка технического состояния газопроводов осуществляется комиссией, возглавляемой главным инженером районного (городского) филиала межрегионального унитарного предприятия АК «Узтрансгаз».

В зависимости от технического состояния газопровода его общая оценка в баллах может быть изменена в сторону как увеличения, так и уменьшения.

Глава II. Критерии оценки технического состояния подземных стальных газопроводов

13. Основные критерии, определяющие техническое состояние при назначении подземных стальных газопроводов на ремонт или замену:

герметичность газопроводов;

состояние металла трубы и качество сварных соединений;

состояние и тип изоляционных покрытий;

коррозионная опасность.

14. При определении состояния герметичности газопроводов должны учитываться утечки газа, связанные:

с коррозионными повреждениями металла трубы;

раскрытием или разрывом сварных швов, обнаруженных в период эксплуатации, включая и заключительное обследование.

При этом не должны учитываться утечки газа, вызванные механическими повреждениями газопровода во время строительных или ремонтных работ, проводимых вблизи газопровода, имеющие эпизодический характер и не связанные с общим ухудшением технического состояния газопровода, а также утечки газа, произошедшие за время эксплуатации, через неплотности и повреждения в арматуре, компенсаторах, узлах и деталях конденсатосборников, гидрозатворов и других сооружениях на газопроводах, не связанных с общим ухудшением технического состояния газопроводов.

15. При определении состояния металла труб (для накопления данных) его проверка должна проводиться во всех шурфах, открываемых в процессе эксплуатации с целью ремонта изоляции или устранения утечек газа, а также при обследовании газопровода, проводимого для назначения газопровода на ремонт или замену.

Результаты осмотров должны отражаться в паспортах на газопроводы.

16. В актах необходимо отражать степень коррозии металла трубы, определяемой в соответствии с таблицей 1 приложения 2 настоящей Инструкции.

17. Качество сварных стыков стальных газопроводов определяется в соответствии с требованиями КМК 3.05.02-96 «Газоснабжение. Организация, производство и приемка работ».

Контроль за качеством сварных стыков на действующих газопроводах должен проводиться только в тех случаях, если:

в процессе эксплуатации на данном газопроводе наблюдались случаи раскрытия или разрыва сварных стыков;

при последней проверке газопровода на герметичность установлено, что местом утечки является некачественный сварной стык.

Если в процессе эксплуатации на данном газопроводе разрывов стыков не отмечалось, и не было зафиксировано через них утечек, то стыки признаются годными и проверка их не производится.

18. Основные критерии оценки состояния изоляционного покрытия стального газопровода — количество и величина повреждений, а также характер повреждения.

Дефекты в зависимости от характера повреждений изоляционных покрытий следует различать по двум группам:

первая — произошедшие в период строительства от механических повреждений при транспортировке и монтаже газопроводов или плохого качества подготовки постели под газопровод;

вторая — произошедшие в процессах эксплуатации в результате механического и химического воздействий грунта, грунтовых и других вод, а также дефекты, связанные с нарушениями технологии при приготовлении и нанесении покрытия, отсутствие адгезии, вследствие несоблюдения технологических режимов или плохой очистки трубы, нарушения технологии приготовления мастики и др.

Дефекты изоляционного покрытия участков стального газопровода первой группы имеют очаговый характер и должны восстанавливаться при частичном ремонте покрытия. Дефекты изоляционного покрытия участков стального газопровода второй группы восстановлению не подлежат, поэтому требуется полная замена изоляции этих участков газопроводов.

19. Критерии коррозионной опасности определяются следующими факторами:

состоянием изоляционного покрытия;

коррозионной активностью грунтов;

грунтовых и других вод;

наличием и величиной блуждающих токов;

наличием защитных потенциалов на газопроводах;

наличием анодных и знакопеременных зон.

20. Кроме указанных выше критериев при определении возможности дальнейшей эксплуатации подземных стальных газопроводов необходимо учитывать следующие факторы:

год постройки газопровода;

давление в газопроводе;

наличие и эффективность электрозащиты.

21. Техническое состояние стального газопровода по каждому критерию должно оцениваться по бальной системе в соответствии с настоящей Инструкцией.

Глава III. Методы оценки технического состояния подземных стальных газопроводов

22. При оценке технического состояния подземных стальных газопроводов могут быть использованы следующие методы: статистический, непосредственного обследования трасс с использованием современных приборов и совмещенный.

23. При статистическом методе оценки используются и анализируются все сведения о техническом состоянии стального газопровода, накопленные с начала его эксплуатации. Метод может применяться только при наличии достаточного количества накопленных данных для оценки технического состояния стального газопровода согласно главе IV настоящей Инструкции и образцового ведения технической документации.

24. Метод непосредственного обследования применяется во всех случаях, когда данные о техническом состоянии стального газопроводов вызывают сомнение или их недостаточно. Непосредственное обследование трасс стальных газопроводов с использованием современных приборов и вскрытий газопровода должны проводиться в соответствии с главой IV настоящей Инструкции.

25. При совмещенном методе оценки технического состояния стального газопроводов используют как накопленные в процессе эксплуатации данные о техническом состоянии стальных газопроводов, так и данные, полученные при непосредственном обследовании стальных газопроводов с помощью приборов и вскрытия газопроводов.

Глава IV. Оценка технического состояния подземных стальных газопроводов

§ 1. Оценка герметичности стального газопровода

26. Герметичность стального газопровода должна проверяться в соответствии с КМК 3.05.02-96 «Газоснабжение. Организация, производство и приемка работ».

27. Проверку герметичности стальных газопроводов следует осуществлять с помощью высокочувствительных газоиндикаторов с чувствительностью не ниже 10-3 %.

Оценка герметичности стальных газопроводов проводится в соответствии с таблицей 2 приложения 2 настоящей Инструкции.

§ 2. Оценка состояния изоляционных покрытий подземных стальных газопроводов

28. Оценка состояния изоляционных покрытий подземных стальных газопроводов должна проводиться в два этапа.

29. Первый этап заключается в определении числа повреждений изоляционного покрытия приборным методом без вскрытия грунта с применением приборов типа АНПИ, ВТР и ТПК и других современных приборов.

30. В зависимости от количества обнаруженных мест повреждений изоляции на каждых 100 метровых участках газопровода в соответствии с таблицей 3 приложения 2 настоящей Инструкции проводится оценка состояния изоляционного покрытия в баллах.

31. Оценка состояния изоляционного покрытия стального газопровода в целом должна проводиться в соответствии с таблицей 4 приложения 2 настоящей Инструкции.

Оценка состояния изоляционного покрытия стального газопровода в целом определяется как среднеарифметическое значение оценок, полученных для 100-метровых участков газопровода по формуле:

al + а2 + а3 ....+ aп а = ---------------------------, где: п

al, а2....ап — оценка в баллах по каждому 100-метровому участку;

п — число 100-метровых участков. Результат проставляется в графе 3 таблицы 4 приложения 2 настоящей Инструкции.

32. На втором этапе состояние изоляционного покрытия стальных газопроводов проверяется визуально и с помощью приборов, для чего на каждых 500 метров обследуемого газопровода следует отрыть не менее одного контрольного шурфа длиной 1,5 — 2 метров в местах наибольшего повреждения изоляции, обнаруженных при приборном обследовании.

Если при шурфовом осмотре установлено, что состояние изоляционного покрытия в целом хорошее, а имеются только отдельные мелкие повреждения (проколы, порезы), после исправления, которых защитные свойства покрытия восстановятся, то оценку изоляции стального газопровода (а) следует повысить на один балл.

Если обнаружены такие дефекты изоляции как хрупкость, осыпаемость, отсутствие адгезии покрытия, то оценка состояния изоляционного покрытия (а) должна быть снижена на один балл.

Участки стальных газопроводов, имеющие изоляционные покрытия с такими дефектами, подлежат переизоляции.

Оценка в баллах (А) с учетом результатов шурфовых осмотров проставляется в графе 4 таблицы 4 приложения 2 настоящей Инструкции.

§ 3. Оценка состояния металла трубы

33. Проверка состояния металла трубы должна проводиться во всех шурфах, открываемых для устранения утечек газа и ремонта изоляционных покрытий, кроме того, в процессе эксплуатации, во всех шурфах, открываемых при различных ремонтных работах. Если в последних не будет обнаружено повреждений изоляции, то проверку состояния металла труб не проводят. Результаты проверки должны быть зафиксированы актом.

34. Для проверки состояния металла трубы в открытом шурфе необходимо тщательно очистить от изоляции участок трубы длиной не менее 0,5 метров. Затем тщательно осмотреть поверхность трубы, нижнюю часть трубы рекомендуется осматривать с помощью зеркала.

Следует иметь в виду, что язвенные поражения металла часто забиты продуктами коррозии, и обнаружить их можно только при внимательном осмотре и удалении продуктов коррозии острием ножа или каким-либо острым предметом.

Для замера глубины язв следует использовать штангенциркуль или специальный микрометрический глубиномер.

При наличии сплошной коррозии поверхности трубы необходимо определить толщину стенки трубы.

35. Для определения толщины стенки трубы следует применять импульсные резонансные толщиномеры, позволяющие измерять толщины при одностороннем доступе. Для этой цели могут быть рекомендованы толщиномеры «Кварц-6», «Кварц-14», УИТ-Т10 и другие современные приборы.

36. Если при осмотре на поверхности трубы, проводимом в соответствии с требованиями пункта 34 обнаруживается сильная или очень сильная коррозия, то надо провести дополнительное обследование газопровода путем осмотра металла трубы в двух шурфах, открываемых на каждых 500 метров в местах с наибольшими повреждениями изоляции, обнаруженных приборами.

37. Результаты проверки сводятся в таблице 5 приложения 2 настоящей Инструкции с проставлением оценки в баллах. Газопроводы, получившие по состоянию металла трубы оценку в один балл, независимо от общей суммы баллов, полученных по другим критериям, подлежат замене.

§ 4. Оценка качества сварных стыков

38. Проверка качества сварных стыков следует проводить в следующей последовательности:

по обе стороны от каждого дефектного стыка проверяется по одному прилегающему стыку путем пробуривания над ними скважин глубиной не менее 0,7 глубины заложения газопроводов с проверкой на загазованность высокочувствительными газоиндикаторами типа ГИВ-05 «Вариотек» и другим современным оборудованием;

при обнаружении загазованности в скважине эти стыки должны быть проверены обмыливанием;

если загазованности в указанных скважинах не обнаружено, стыки признаются годными.

39. Если установлено, что 50% и более проверенных стыков дефектные, то проставляется оценка в один балл (проверку по другим показателям, характеризующим техническое состояние газопровода, проводить необязательно) и газопровод назначается на перекладку.

§ 5. Оценка коррозионной опасности

40. Коррозионная опасность подземных стальных газопроводов должна определяться:

по результатам проверки состояния изоляционного покрытия;

по наличию анодных и знакопеременных зон, вызванных блуждающими токами;

по наличию защитных потенциалов на газопроводе;

по коррозийной активности грунта.

41. Для оценки коррозийной опасности подземных газопроводов должны быть выявлены:

участки газопроводов, находящиеся в зонах с коррозионно-опасными грунтами;

участки газопроводов, имеющие анодные и знакопеременные потенциалы, вызванные блуждающими токами;

зоны влияния действующих электрозащитных установок, защищающих смежные подземные сооружения.

42. Коррозионная активность грунтов, грунтовых и других вод должна определяться по действующему стандарту.

43. Для выявления условий распространения блуждающих токов необходимо получить данные о потенциале рельсов и отсасывающих пунктов относительно земли, о разности потенциалов между отрицательными шинами тяговых подстанций.

44. Наличие блуждающих токов на действующих газопроводах следует определять по результатам измерений разности потенциалов между газопроводом и землей. Изменение разности потенциалов по величине и знаку или только по величине указывает на наличие в земле блуждающих токов.

45. При измерении электропотенциалов на газопроводах через контрольно-измерительные пункты, оборудованные стальными электродами сравнения, во избежание ошибок необходимо проводить выборочный контроль за измерениями с помощью переносных медносульфатных электродов сравнения.

При получении значительных расхождений в результатах измерений указанными электродами, электропотенциалы следует измерять только с помощью медносульфатных электродов, которые должны устанавливаться в грунт рядом с контрольными проводниками.

46. Измерение разности потенциалов между газопроводом и землей, также величины и направления токов в газопроводе, и обработку результатов измерений следует производить по действующему стандарту.

47. Наличие на газопроводах при влиянии внешней поляризации анодных или знакопеременных зон является в коррозионном отношении опасным независимо от величины разности потенциалов «труба-земля» и коррозионной активности грунта.

48. Опасными в коррозионном отношении являются зоны на подземных стальных газопроводах, где под влиянием стекающего тока электрофицированного транспорта, работающего на переменном токе, наблюдается смещение разности потенциалов между трубой и медносульфатным электродом сравнения в отрицательную сторону более чем на 10 милливольт по сравнению со стационарным потенциалом газопровода.

49. При наличии на газопроводах опасных в электрокоррозионном отношении зон следует уточнить:

зоны действия электрозащитных установок, защищающих указанные газопроводы (в том числе и изменение режимов работы электрозащитных установок);

пути утечек защитного тока.

Особое внимание следует обратить на наличие электроизолирующих фланцев на объектах газоснабжения, имеющих непосредственный контакт с заземленным оборудованием и другими сооружениями (газорегуляторные пункты, котельные, жилые и общественные здания, оборудованные проточными газовыми водонагревателями и др.)

50. Для ориентировочного подсчета потерь защитного тока при отсутствии электроизолирующих фланцев на указанных выше объектах рекомендуется пользоваться данными в соответствии с таблицей 7 приложения 2 настоящей Инструкции.

Если при ориентировочном подсчете будут получены значительные потери защитного тока, то необходимо проверить потери защитного тока непосредственными измерениями на указанных выше объектах.

51. Перед окончательной оценкой коррозийной опасности проверяемого газопровода необходимо получить сведения о намечаемых мероприятиях и ( их сроках) по ограничению величины блуждающих токов, а также сведения о возможных изменениях режима работы сооружений источников блуждающих токов, способных привести к увеличению опасности коррозии газопровода, находящегося в зоне блуждающих токов этих источников.

52. В зависимости от факторов, указанных в пункте 38 определяется объем ремонтных работ и назначается вид ремонта. Особое внимание должно быть обращено на возможность сокращения потерь защитного тока с помощью применения электроизолирующих фланцев, перерывов в работе электрозащитных установок или изменения режимов их работы с целью полного использования мощностей установок.

53. Общую оценку коррозионной опасности для газопроводов следует проводить по наличию на газопроводах анодных и знакопеременных зон в соответствии с таблицей 8 приложения 2 настоящей Инструкции

§ 6. Общая оценка технического состояния подземных стальных газопроводов

54. Общая оценка технического состояния подземных стальных газопроводов проводится по балльной системе суммированием оценок по каждому показателю, выведенному в соответствии с таблицами 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 приложения 2 настоящей Инструкции.

55. Газопроводы, получившие общую оценку 10 баллов и менее, подлежат замене.

Газопроводы, получившие общую оценку свыше 10 баллов, назначаются на ремонт в порядке возрастания баллов.

ПРИЛОЖЕНИЕ № 1 к Инструкции по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

ПРИЛОЖЕНИЕ № 2 к Инструкции по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Таблица 1

Степень коррозии металла трубы

Примечание: гнездовыми язвами следует считать две или более язв, расстояние между которыми не более 10 диаметров наименьшей из них.

Таблица 2

Оценка герметичности газопроводов

Примечание: при оценке герметичности газопровода длиной менее 1 km оценку балла проставлять как за однокилометровый участок

Таблица 3

Оценка состояния изоляционного покрытия в зависимости от числа повреждений

Таблица 4

Оценка состояния изоляционного покрытия газопровода в целом

В графе 1 проставляются оценки, определенные по таблице 3 для каждого проверенного 100-метрового участка.

Таблица 5

Оценка состояния металла трубы

Таблица 6

Оценка качества сварных стыков

Таблица 7

Средние потери защитного тока на объектах газоснабжения, имеющих непосредственный контакт через оборудование и смежные коммуникации с землей, при отсутствии электроизолирующих фланцев

Таблица 8

Оценка коррозионной опасности при наличии анодных и знакопеременных зон

Заключительные положения

Настоящая «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов» согласована с Агентством «Узкоммунхизмат», Министерством труда и социальной защиты населения Республики Узбекистан, ЦС профсоюза работников топливно-энергетического комплекса, химической промышленности и геологии Узбекистана, Государственным комитетом Республики Узбекистан по архитектуре и строительству, АК «Узтрансгаз», Агентством «Узстандарт».

Генеральный директор Агентства «Узкоммунхизмат» У. ХАЛМУХАМЕДОВ

И.о. министра труда и социальной защиты населения Республики Узбекистан А. ХАИТОВ

Председатель ЦС профсоюза работников топливно-энергетического комплекса, химической промышленности и геологии А. ГУЛЯМОВ

Первый заместитель председателя Государственного комитета Республики Узбекистан по архитектуре и строительству Н. МАКСУМОВ

Генеральный директор АК «Узтрансгаз» И. ВАГАПОВ

Генеральный директор Агентства «Узстандарт» А. АБДУВАЛИЕВ