какие стыки стальных газопроводов следует отбирать для проверки физическими методами контроля

9.5 Контроль сварных швов физическими методами

9.5.1 Применяют следующие методы физического контроля:

9.5.2 РК подлежат сварные швы стенок резервуаров и стыковые швы окраек в зоне сопряжения со стенкой.

9.5.3 РК проводят после приемки сварных соединений методом визуального контроля.

9.5.4 При контроле пересечений швов резервуаров рентгеновские пленки размещают Т-образно или крестообразно — по две пленки на каждое пересечение швов.

9.5.5 Длина снимка должна быть не менее 240 мм, а ширина — согласно ГОСТ 7512. Чувствительность снимков должна соответствовать 3-му классу согласно ГОСТ 7512.

9.5.6 Оценка внутренних дефектов сварных швов резервуаров при РК — по ГОСТ 23055.

Допускаемые виды и размеры дефектов в зависимости от класса резервуаров определяют по ГОСТ 23055:

9.5.7 Объемы радиографического контроля сварных швов (в процентах длины шва) стенок резервуаров в зависимости от класса резервуаров должны соответствовать требованиям таблицы 33.

Таблица 33 — Объемы радиографического контроля сварных соединений стенок резервуаре

9.5.8 Для выявления внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне основного металла применяют УЗК.

9.5.9 Оценку качества сварных швов по результатам УЗК следует выполнять в соответствии с действующими нормативными документами*.

9.5.10 Результаты испытаний и контроля качества сварных соединений оформляются актами установленной формы и являются обязательным приложением к сопроводительной документации на резервуар.

* На территории Российской Федерации действует СП 70.13330.2012 «СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции».

Источник

Контроль физическими методами

Контролю физическими методами подлежат стыки за­конченных сваркой участков стальных трубопроводов в соответствии с таблицами ниже.

Контроль стальных трубопроводов

Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных сварщиком

1. Наружные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ диаметром менее 50 мм всех давлений, надземные и внутренние природного газа и СУГ диаметром 50 мм и более давлением 0,005 МПа

Не подлежат контролю

2. Газопроводы ГРП и ГРУ диаметром более 50 мм

3. Наружные и внутренние газопроводы СУГ всех давлений (за исключением указанных в поз. 1)

4. Надземные и внутренние газопроводы природного газа давлением свыше 0,005 до 1,2 МПа

5, но не менее одного стыка

5. Подземные газопроводы природного газа давлением:

до 0,005 МПа (за исключением указанных в поз. 11 и 12)

свыше 0,005 до 0,3 МПа (за исключением указанных в поз. 11 и 13)

свыше 0,3 до 1,2 МПа (за исключением указанных в поз. 13)

10, но не менее одного стыка

50, но не менее одного стыка

6. Подземные газопроводы всех давлений, прокла­дываемые под проезжей частью улиц с капиталь­ными типами дорожных покрытий (цементобе­тонные, монолитные, железобетонные сборные, асфальтобетонные), а также на переходах через водные преграды во всех случаях прокладки газопроводов в футляре (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересе­каемого сооружения)

7. Подземные газопроводы всех давлений при пере­сечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений)

8. Надземные газопроводы всех давлений на участ­ках переходов через автомобильные I—III катего­рий и железные дороги по мостам и путепроводам, а также в пределах переходов через естественные преграды

9. Подземные газопроводы всех давлений, прокла­дываемые в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на карстовых и подрабатываемых терри­ториях и в других особых фунтовых условиях

10. Подземные газопроводы всех давлений, прокла­дываемые на расстоянии по горизонтали в свету менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети)

1. Для проверки следует отбирать сварные стыки, имеющие худший внешний вид.

2. Нормы контроля не распространяются на угловые соединения труб газопроводов диаметром до 500 мм и швы приварки к газопроводу фланцев и плоских заглушек.

3. Сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов, из­готовленные в условиях ЦЗЗ (центральный заготовительный завод), ЦЗМ (центральные заготовительные мастерские), неповоротные и монтажные (сваренные после производства испытаний) стыки подземных стальных га­зопроводов всех давлений подлежат 100%-му контролю радиографическим методом.

Контроль полиэтиленовых газопроводов

Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных на объекте

с высокой степенью автоматизации

со средней степенью автоматизации

1. Подземные газопроводы давлением:

до 0,005 МПа (за исключением ука­занных в поз. 2)

свыше 0,005 до 0,3 МПа (за исклю­чением указанных в поз. 3)

3, но не менее одного стыка

12, но не менее одного стыка

6, но не менее одного стыка

25, но не менее одного стыка

2. Подземные газопроводы давлением до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучи- нистых), просадочных II типа, набухающих, многолетнемерзлых фунтах и других особых грунтовых условиях

6, но не менее одного стыка

12, но не менее одного стыка

3. Подземные газопроводы природно­го газа давлением свыше 0,005 до0,6 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами черты перспективной застройки

5, но не менее одного стыка

10, но не менее одного стыка

4. Во всех остальных случаях про­кладки подземных газопроводов, предусмотренных в табл. 17.1

25, но не менее одного стыка

50, но не менее одного стыка

1. При протяжке полиэтиленовых газопроводов внутри стальных произ­водится 100%-й контроль сварных стыковых соединений.

2. Стыки, сваренные с помощью сварочной техники с ручным управле­нием, проверяются по нормам для стальных газопроводов.

Контроль стыков стальных трубопроводов производят радиогра­фическим методом по ГОСТ 7512 и ультразвуковым — по ГОСТ 14782. Стыки полиэтиленовых трубопроводов проверяют ультразву­ковым методом по ГОСТ 14782.

Ультразвуковой метод контроля сварных стыков стальных газо­проводов применяется при условии проведения выборочной повер­ки не менее 10% стыков радиографическим методом. При получении неудовлетворительных результатов радиографического контроля хотя бы на одном стыке объем контроля следует увеличить до 50% обще­го числа стыков. В случае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренные сварщиком на объекте в течение календарного месяца и проверенные ультразвуковым методом, должны быть под­вергнуты радиографическому контролю. При неудовлетворительных результатах контроля ультразвуковым методом стыковых соединений стальных и полиэтиленовых трубопроводов необходимо провести проверку удвоенного числа стыков на участках, которые к моменту обнаружения брака не были приняты по результатам этого вида кон­троля. Если при повторной проверке хотя бы один из проверяемых стыков окажется неудовлетворительного качества, то все стыки, сва­ренные данным сварщиком на объекте, должны быть проверены ультразвуковым методом контроля.

Исправление дефектов шва стыков стальных трубопроводов, вы­полненных газовой сваркой, запрещается. Исправление дефектов шва, выполненного дуговой сваркой, допускается производить путем удаления дефектной части и заварки ее заною с последующей провер­кой всего сварного стыка радиографическим методом. Превышение высоты усиления сварного шва относительно размеров, установлен­ных ГОСТ 16037, разрешается устранять механической обработкой. Подрезы следует исправлять наплавкой ниточных валиков высотой не более 2—3 мм, при этом высота ниточного валика не должна превы­шать высоту шва.

Исправление дефектов подчеканкой и повторный ремонт стыков запрещаются.

Дефектные стыковые соединения полиэтиленовых труб исправ­лению не подлежат и должны быть удалены.

Источник

СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 (с Изменениями N 1, 2, 3)

10.4 Контроль физическими методами

10.4.1* Контролю физическими методами подлежат стыки законченных строительством участков газопроводов, выполненных электродуговой и газовой сваркой (газопроводы из стальных труб), а также сваркой нагретым инструментом встык (газопроводы из полиэтиленовых труб, выполненные на сварочной технике с ручным управлением и средней степени автоматизации), в соответствии с таблицей 14*. Допускается уменьшать на 60% количество контролируемых стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных с использованием сварочной техники средней степени автоматизации, аттестованной и допущенной к применению в установленном порядке.

Обязательному контролю физическими методами не подлежат стыки полиэтиленовых газопроводов, выполненные на сварочной технике высокой степени автоматизации, аттестованной и допущенной к применению в установленном порядке.

Сварка полиэтиленовых газопроводов соединительными деталями с ЗН должна выполняться аппаратами, осуществляющими регистрацию результатов сварки с их последующей выдачей в виде распечатанного протокола.

Контроль соединений многослойных полимерных и медных газопроводов проводят внешним осмотром и обмыливанием при испытании газопровода.

Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте

1 Наружные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ всех давлений с условным проходом менее 50, надземные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ условным проходом 50 и более давлением до 0,005 МПа

Не подлежат контролю

2 Газопроводы ГРП и ГРУ

3 Наружные и внутренние газопроводы СУГ всех давлений (за исключением указанных в строке 1)

4 Надземные и внутренние газопроводы природного газа давлением св. 0,005 МПа

5, но не менее одного стыка

5 Подземные газопроводы природного газа давлением:

10, но не менее одного стыка

св. 0,005 до 0,3 МПа включ.

50, но не менее одного стыка

6 Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые под магистральными дорогами и улицами с капитальными типами дорожных одежд, а также на переходах через водные преграды, во всех случаях прокладки газопроводов в футляре (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемого сооружения)

7 Подземные газопроводы всех давлений при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений)

8 Надземные газопроводы всех давлений на участках переходов через автомобильные категорий I-III, магистральные дороги и улицы и железные дороги и естественные преграды, а также по мостам и путепроводам

9 Подземные газопроводы всех давлений (кроме газопроводов давлением до 0,005 МПа), прокладываемые в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на карстовых и подрабатываемых территориях и в других районах с особыми природными условиями

10 Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые на расстоянии по горизонтали в свету менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети)

11 Участки подземных газопроводов-вводов на расстоянии от фундаментов зданий менее, м:

12 Подземные газопроводы природного газа давлением до 0,005 МПа включ., прокладываемые в особых природных условиях

25, но не менее одного стыка

13 Подземные газопроводы природного газа давлением св. 0,005 МПа прокладываемые вне поселений за пределами черты их перспективной застройки

20, но не менее одного стыка

1 Для проверки следует отбирать сварные стыки, имеющие худший внешний вид.

2 Процент контроля сварных соединений газопроводов следует устанавливать с учетом реальных условий прокладки.

3 Угловые соединения на газопроводах условным диаметром до 500 мм, стыки приварки фланцев и плоских заглушек контролю физическими методами не подлежат. Сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов, изготовленные в условиях ЦЗЗ, ЦЗМ, а также сваренные после производства испытаний монтажные стыки стальных газопроводов подлежат 100%-ному контролю физическими методами.

4 Процент контроля сварных соединений труб, прокладываемых в стесненных условиях, должен устанавливаться с учетом требований 5.1.1*.

Таблица 14 (Измененная редакция, Изм. N 3).

10.4.2 Ультразвуковой метод контроля сварных стыков стальных газопроводов применяется при условии проведения выборочной проверки не менее 10% стыков радиографическим методом. При получении неудовлетворительных результатов радиографического контроля хотя бы на одном стыке объем контроля следует увеличить до 50% общего числа стыков. В случае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренные конкретным сварщиком на объекте в течение календарного месяца и проверенные ультразвуковым методом, должны быть подвергнуты радиографическому контролю.

10.4.3 При неудовлетворительных результатах контроля ультразвуковым методом стыковых соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов проводят проверку удвоенного числа стыков на участках, которые к моменту обнаружения брака не были приняты по результатам этого вида контроля. Если при повторной проверке качество хотя бы одного из проверяемых стыков окажется неудовлетворительным, то все стыки, сваренные данным сварщиком на объекте, должны быть проверены ультразвуковым методом.

10.4.4 Исправление дефектов шва стыков стальных газопроводов, выполненных газовой сваркой, не допускается. Исправление дефектов шва, выполненного дуговой сваркой, допускается проводить удалением дефектной части и заварки ее заново с последующей проверкой всего сварного стыка радиографическим методом. Превышение высоты усиления сварного шва относительно размеров, установленных ГОСТ 16037, разрешается устранять механической обработкой. Подрезы следует исправлять наплавкой ниточных валиков высотой не более 2-3 мм, при этом высота ниточного валика не должна превышать высоту шва. Исправление дефектов подчеканкой и повторный ремонт стыков не допускается.

Дефектные стыковые соединения полиэтиленовых газопроводов исправлению не подлежат и должны быть удалены.

10.4.5 Сварка полиэтиленовых труб с помощью деталей с ЗН проводится в автоматическом режиме, сварочными аппаратами, соответствующими ГОСТ Р ИСО 12176-2, ввод параметров сварки осуществляется в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13950.

По степени автоматизации сварочные машины для соединения встык полиэтиленовых труб и деталей подразделяют следующим образом:

Дополнительными функциями могут быть контроль трассируемости и регистрация данных по ГОСТ Р ИСО 12176-4;

Дополнительными функциями могут быть контроль трассируемости и регистрация данных по ГОСТ Р ИСО 12176-4;

Температура нагретого инструмента должна контролироваться автоматически независимо от степени автоматизации сварочной машины.

Источник

Какие стыки стальных газопроводов следует отбирать для проверки физическими методами контроля

Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу выдаются удостоверения установленного образца.

Программа разработана совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.

Обзор документа

Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 февраля 2017 г. N 47 «Об утверждении Руководства по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов»

В целях содействия соблюдению требований промышленной безопасности приказываю:

1. Утвердить прилагаемое Руководство по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов».

2. Признать утратившим силу постановление Госгортехнадзора России от 9 июля 2001 г. N 28 «Об утверждении Инструкции по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов».

Руководство по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов»
(утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 февраля 2017 г. N 47)

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.

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 проводятся 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.

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;

результаты приемо-сдаточных испытаний;

документация с результатами проведения регламентных работ по мониторингу технического состояния газопровода в процессе его эксплуатации;

акты о проведении ремонтов и аварийно-восстановительных работ, включая ремонт сварных соединений;

документация, содержащая информацию о проведении работ по капитальному ремонту и реконструкции газопровода (или его участков);

28. По результатам анализа технической документации устанавливаются следующие характеристики:

год(ы) постройки газопровода (его участков);

год ввода газопровода в эксплуатацию;

давление по проекту (расчетное);

протяженность газопровода с указанием участков, имеющих различный диаметр;

места параллельной прокладки и пересечения газопровода с естественными (например: реки, овраги, ручьи) и искусственными (мосты, тоннели, железнодорожные и трамвайные пути, автомобильные дороги) преградами;

места пересечения газопровода с сетями инженерно-технического обеспечения (например: тепловыми сетями, электрическими кабелями);

участки приближения сетей инженерно-технического обеспечения с указанием протяженности участков, проложенных смежно с газопроводом;

врезки в газопровод с указанием диаметра и даты врезки;

глубина заложения газопровода проектная и фактическая, полученная во время последних замеров (если глубина заложения не является постоянной, указывается ее минимальное и максимальное значение с привязкой к конкретным участкам трассы);

наличие колодцев, футляров, конденсатосборников, контрольно-измерительных пунктов, электроизолирующих соединений и других сооружений и технических устройств на газопроводе;

наружный диаметр и толщина стенки труб;

нормативные документы на трубы (стандарт, технические условия);

сертификационные данные на трубы;

тип грунта по трассе газопровода;

наличие подстилающего слоя, отличного от основного грунта в траншее газопровода;

наличие грунта засыпки (присыпки) газопровода, отличного от основного грунта;

удельное электрическое сопротивление грунта по трассе газопровода;

удельное электрическое сопротивление грунта засыпки газопровода;

наличие участков с особыми грунтовыми условиями (пучинистыми, просадочными, набухающими и другими грунтами) и участков, проходящих по карстовым и подрабатываемым территориям c указанием протяженности;

наличие участков с высоким уровнем грунтовых вод с указанием максимального и минимального уровней;

д) защитного покрытия:

тип защитного покрытия;

материал защитного покрытия (при строительстве и ремонте);

переходное электрическое сопротивление покрытия (на момент строительства и данные последующих замеров, произведенных в случае ремонта);

механические свойства покрытия (например: величина адгезии, сопротивление сдвигу);

тип ЭХЗ (катодная станция, дренажная установка, протекторная установка) с указанием проектных отметок мест установки;

дата ввода в эксплуатацию;

сведения о внесении изменений в систему ЭХЗ в течение всего срока эксплуатации газопровода;

значения защитных потенциалов, измеренные в опорных точках, между участками газопровода в земле относительно насыщенного МЭС;

режим работы установок ЭХЗ;

расположение и исправность действующих электроизолирующих соединений и шунтирующих токовых перемычек.

29. При проведении анализа технической документации учитываются сведения:

об имевших место повреждениях защитного покрытия, их количестве, динамике выявления, характере и методах ремонта с указанием расположения на схеме газопровода;

об имевших место коррозионных повреждениях газопровода, их количестве, динамике выявления, характере и методах ремонта с указанием расположения на схеме газопровода;

о ремонтах системы ЭХЗ, в том числе о перерывах в работе за последние 10 лет.

30. В результате выполнения анализа технической документации составляются:

схема диагностируемого газопровода с указанием потенциально опасных участков;

акт анализа технической документации газопровода, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

31. Схема диагностируемого газопровода выполняется с привязками к зданиям и сооружениям на основе плана газопровода, предоставляемого эксплуатационной организацией в составе исполнительной документации.

На схеме диагностируемого газопровода указываются:

трасса газопровода со сквозным делением протяженности в метрах, начиная от начала газопровода до его конца, с привязкой всех существующих пикетов к расстоянию от начала трассы;

технические устройства и сооружения, установленные на газопроводе (например: колодцы, запорная арматура, конденсатосборники, контрольно-измерительные пункты, электроизолирующие соединения), места входов и выходов газопровода из земли, врезки в газопровод с указанием расстояния до ближайшего пикета;

места параллельной прокладки и пересечения со всеми сетями инженерно-технического обеспечения, а также с естественными и искусственными преградами в пределах охранной зоны газопровода;

места проведения ремонтов;

значения потенциалов в опорных точках газопровода, полученные во время последних замеров.

V. Разработка и утверждение программы технического диагностирования газопровода

32. Выполнение работ по техническому диагностированию газопровода проводится по программе технического диагностирования газопровода, разработанной в соответствии с требованиями документов в области промышленной безопасности, технического регулирования и стандартизации в части порядка выполнения отдельных видов работ (выполняемых при техническом диагностировании газопровода).

33. Программа технического диагностирования газопровода разрабатывается организацией, выполняющей техническое диагностирование газопровода, утверждается эксплуатационной организацией и собственником газопровода.

34. Типовая программа проведения технического диагностирования газопровода приведена в приложении N 4 к настоящему Руководству по безопасности.

VI. Техническое диагностирование газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовое)

35. Проведение работ по техническому диагностированию газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовому) осуществляется с целью:

сбора и анализа данных о техническом состоянии газопровода;

поиска мест дефектов и повреждений защитного покрытия и металла трубы;

определения необходимости шурфового диагностирования и мест производства шурфов.

36. При техническом диагностировании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) выполняются:

проверка соответствия трассы газопровода исполнительной документации;

проверка газопровода на герметичность;

оценка защитного покрытия на наличие дефектов и повреждений;

оценка коррозионной агрессивности грунта;

определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов;

проверка эффективности работы ЭХЗ;

проверка состояния технических устройств, установленных на газопроводе;

выявление участков газопровода с аномалиями металла труб.

37. При проверке соответствия фактического местоположения газопровода и данных, содержащихся в исполнительной документации, выявляются:

места застройки и приближения к зданиям (сооружениям) на расстояния меньше нормативных;

наличие деревьев и кустарников в пределах охранной зоны газопровода;

смежные сети инженерно-технического обеспечения, построенные с нарушениями требований действующей нормативно-технической документации.

Случаи смещения газопровода от своей оси вследствие воздействия на него механических нагрузок различной природы выявляются:

приборным методом с использованием трассоискателей;

визуальным методом (при наличии смещения грунта в зоне укладки газопровода).

38. Проверка газопровода на герметичность производится с целью обнаружения и установления мест утечек газа по трассе газопровода. Герметичность газопровода проверяется газоиндикаторами с принудительным пробоотбором с порогом чувствительности не менее 0,001 процента (по объемной доле ).

39. Оценка защитного покрытия газопровода без вскрытия грунта проводится для определения мест расположения дефектов и повреждений защитного покрытия газопровода.

Дефекты и повреждения защитного слоя выявляются электрометрическим методом по наличию контакта металла трубопровода с грунтом. В зонах с наличием индустриальных помех применяются приборы, исключающие их влияние.

Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали оценивается качественно (низкая, средняя, высокая) по величинам:

удельного электрического сопротивления грунта, измеренного в полевых и лабораторных условиях;

средней плотности катодного тока, необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 милливольт отрицательнее стационарного потенциала (потенциала коррозии).

41. Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов и оформление результатов при техническом диагностировании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) проводится в соответствии с ГОСТ 9.602.

42. Оценка эффективности работы ЭХЗ газопровода проводится с целью оценки обеспеченности последнего катодной поляризацией в соответствии с ГОСТ Р 54983-2012 «Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация».

Оценка эффективности катодной поляризации газопровода проводится в соответствии с нормативными требованиями путем:

сопоставления значений измеренных поляризационных (или суммарных) потенциалов с их допустимыми защитными значениями;

контроля параметров установок ЭХЗ.

Для оценки технического состояния установок ЭХЗ определяются:

период неработоспособности установки за последние 10 лет;

запас номинальных параметров по току и мощности.

Результаты проверки эффективности ЭХЗ газопровода оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 5 к настоящему Руководству по безопасности.

43. При проведении работ по техническому диагностированию газопровода без вскрытия грунта проверяется состояние установленных на газопроводе технических устройств:

запорной и регулирующей и запорно-регулирующей арматуры на подземных (установленной в колодцах, в грунте под ковер) и надземных участках газопровода;

При проверке технического состояния трубопроводной арматуры проводятся:

внешний осмотр арматуры для выявления перекосов, раковин, трещин, коррозии, загрязнений и других дефектов;

проверка герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений прибором или пенообразующим раствором;

проверка работоспособности затвора частичным перемещением запирающего элемента;

проверка состояния крепежных элементов фланцевых соединений;

проверка работоспособности привода в соответствии с документацией изготовителя;

проверка состояния окраски.

Для арматуры, установленной в газовых колодцах, дополнительно проверяются:

состояние крышки газового колодца;

загазованность газового колодца;

наличие воды и мусора в газовом колодце;

наличие и исправность шунтирующих электроперемычек;

состояния уплотнения футляров газопроводов, состояния конструкции колодцев, стен, скоб, лестниц, гидроизоляции колодцев;

состояния компенсаторов (герметичность, наличие коррозии и дефектов).

Для шаровых кранов, установленных в грунте под ковер, проверяются:

состояние и исправность крышки ковера и отмостки ковера;

наличие воды в ковере;

отсутствие утечки газа под крышку штока крана путем ослабления болта (сапуна);

работа крана в положениях «открыто-закрыто», не допуская при этом полного закрытия крана;

исправность приводного устройства.

Для гидрозатворов выполняется проверка:

герметичности резьбовых соединений гидрозатворов;

оголовков стояков гидрозатворов, резьбы пробок кранов на отсутствие повреждений;

состояния выводов (излишне занижены или выходят за пределы крышек ковера);

состояния стояков гидрозатворов на предмет возможного затопления их талыми водами;

состояния кранов и других деталей гидрозатворов.

Результаты проверки состояния технических устройств, установленных на газопроводе, оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 6 к настоящему Руководству по безопасности.

44. Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб проводится с целью определения дефектных участков и мест повышенных напряжений газопроводов.

Определение и уточнение мест расположения прогнозируемых дефектов без вскрытия грунта (бесшурфовое) производится разрешенными к применению методами, позволяющими дистанционно выявлять места коррозионных или иных повреждений, в том числе, в результате внутритрубного, бесконтактного магнитометрического обследований и других.

Результаты обследования без вскрытия грунта (бесшурфового) указываются в акте обследования газопровода без вскрытия грунта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 7 к настоящему Руководству по безопасности.

В случае проведения внутритрубного обследования допускается не проводить шурфовое диагностирование в соответствии с разделом V.

45. Результаты обследования без вскрытия грунта (бесшурфового) оформляются заключением по форме в соответствии с нормативными документами, устанавливающими требования к проведению и оформлению применяемого метода обследования.

VII. Шурфовое техническое диагностирование газопровода

46. Работы по шурфовому техническому диагностированию газопровода проводятся с целью:

анализа дефектов и повреждений металла труб и защитного покрытия газопровода, выявленных при диагностировании без вскрытия грунта (бесшурфовом);

определения фактических свойств защитного покрытия и металла труб газопровода в шурфах.

47. Шурфы рекомендуется предусматривать в местах, где в результате проведения работ по техническому диагностированию газопровода без вскрытия грунта выявлены:

дефекты и повреждения защитного покрытия.

При отсутствии утечек газа и повреждений защитного покрытия шурфы рекомендуется предусматривать на потенциально опасных участках газопровода, где имеется воздействие (или присутствие) следующих факторов (или их сочетание):

высокая коррозионная агрессивность грунта;

область действия блуждающих токов;

нарушения в работе ЭХЗ;

аномалия металла трубы;

использование приборов затруднено индустриальными помехами, а также для участков газопроводов:

проложенных в грунтах II типа просадочности;

проложенных в чрезмерно пучинистых и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом;

проложенных в многолетнемерзлых грунтах на участках их оттаивания;

при наличии действующих оползней;

на территориях, где за время эксплуатации газопровода зафиксированы землетрясения или производились горные разработки;

в местах проявления аномалий в процессе эксплуатации (например: деформации грунта, неоднократные продольные и поперечные перемещения, изменения глубины заложения ниже нормативной);

в местах возможной деформации газопровода при выявлении изменений его местоположения.

48. Количество шурфов, достаточное для оценки технического состояния диагностируемого газопровода, определяется организацией, проводящей техническое диагностирование газопровода.

49. В состав работ по оценке технического состояния газопровода во вскрытых шурфах включаются:

проверка герметичности газопровода;

определение состояния защитного покрытия;

определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы;

определение физико-механических свойств металла трубы;

визуальный и измерительный контроль монтажных сварных соединений, попавших в пределы шурфа;

неразрушающий контроль монтажных сварных соединений по результатам визуального и измерительного контроля;

определение состояния сварных соединений;

определение коррозионной агрессивности грунта;

определение биокоррозионной агрессивности грунта;

определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов.

50. Проверка герметичности газопровода во вскрытом шурфе проводится в два этапа.

На первом этапе (перед началом работ для обеспечения безопасных условий их проведения) во вскрытом шурфе определяется загазованность с применением газоиндикаторов.

На втором этапе с помощью газоиндикаторов или пузырьковым методом (обмыливанием) проводится контроль герметичности по поверхности газопровода в локальных зонах с дефектами защитного покрытия, металла трубы и сварных стыков (например: сквозных повреждений, вмятин, задиров, трещин) газопровода.

Результаты проверки герметичности газопровода в шурфе указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 8 к настоящему Руководству по безопасности.

51. Определение состояния защитного покрытия во вскрытом шурфе проводится визуальным осмотром и инструментальными методами.

При визуальном осмотре защитного покрытия используются данные паспорта газопровода и устанавливаются:

тип и материал защитного покрытия;

внешний вид защитного покрытия;

наличие на покрытии морщин, вспучиваний и продавливаний;

расположение и площадь дефектов и повреждений.

Инструментальными методами определяются фактические характеристики защитного покрытия:

толщина покрытия по периметру;

адгезия защитного покрытия к металлу;

величина переходного электрического сопротивления;

размеры и места расположения выявленных дефектов и повреждений.

При визуальном осмотре защитное покрытие оценивается:

с нарушенной сплошностью (с указанием суммарной поверхности повреждения защитного покрытия).

Допускается определять сплошность покрытия с помощью искровых дефектоскопов при соблюдении мер безопасности.

Адгезия различных типов защитных покрытий к металлу трубы и величина переходного электрического сопротивления защитного покрытия определяются в соответствии с ГОСТ 9.602.

Результаты определения состояния защитного покрытия в шурфе оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 9 к настоящему Руководству по безопасности.

52. Определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы (освобожденной от защитного покрытия) во вскрытом шурфе производятся неразрушающими методами (например: визуальным, измерительным, ультразвуковым).

состояние поверхности металла трубы (при длине обследуемого участка не менее 0,5 метра);

наличие и вид коррозии (общая или локальная).

Измерения проводятся при контроле:

формы и размеров поперечного сечения трубы;

фактической толщины стенки трубы;

глубины и площади обнаруженных повреждений.

При обнаружении коррозионных повреждений трубы в зону обследования включается весь поврежденный участок.

В случае выявления коррозии на газопроводе, расположенном на расстоянии не более 50 метров от мест его пересечений или приближений к инженерным коммуникациям, которые являются возможным источником коррозионной опасности, проводится дополнительное обследование металла трубы в шурфах, вскрытых в местах наибольшего приближения к указанным коммуникациям.

Для измерения толщины стенки трубы применяются толщиномеры, позволяющие производить измерения при одностороннем доступе и обеспечивающие точность измерений 0,1 миллиметр.

Для замера глубины дефекта используются универсальные шаблоны сварщика или другие инструменты (приборы), обеспечивающие необходимую точность измерений.

53. Определение физико-механических свойств металла трубы проводится с целью оценки его деградационных изменений, происходящих при эксплуатации газопровода, в случаях:

установления при шурфовом обследовании факта изменения размеров и формы поперечного сечения газопровода, если обследуемый участок не будет назначен на перекладку.

55. Фактические значения физико-механических свойств металла ( и ) определяются в соответствии с ГОСТ 10006-80 «Трубы металлические. Метод испытания на растяжение» или путем пересчета значений твердости, полученных с помощью переносного твердомера или коэрцитиметра по методикам, предусмотренным эксплуатационной документацией соответствующего прибора.

56. Факт потери прочности подтверждается лабораторными испытаниями вырезанных образцов в соответствии с ГОСТ 22761-77 «Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия», ГОСТ 22762-77 «Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара» или другими аттестованными методами.

58. Результаты замеров и расчетов при определении физико-механических свойств металла трубы фиксируются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 10 к настоящему Руководству по безопасности.

59. Контроль наличия ЗКН, а также дефектов неоднородности структуры металла и сварных соединений газопровода проводятся аттестованными методами неразрушающего контроля (например: ультразвуковым, радиографическим, магнитометрическим), определяемыми организацией, проводящей техническое диагностирование.

Средства контроля, методика проведения измерений, порядок обработки и оформления результатов выбираются и выполняются в соответствии с нормативной документацией, устанавливающей требования к выбранному методу контроля.

60. Состояние монтажных сварных соединений определяется в зоне вскрытых шурфов визуальным и измерительным контролем. При необходимости проводится визуальный и измерительный контроль заводских продольных или спиральных швов. По результатам визуального и измерительного контроля проводится контроль неразрушающими методами.

Результаты проверки состояния сварных соединений указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 10 к настоящему Руководству по безопасности.

61. Оценка коррозионной агрессивности грунта по отношению к металлу (включая биокоррозионную агрессивность грунтов) по отобранным в шурфе пробам грунта в лабораторных условиях проводится в соответствии с ГОСТ 9.602.

62. Определение биокоррозионной агрессивности грунта на глубине укладки подземного стального газопровода проводится в соответствии с ГОСТ 9.602 по качественным признакам:

наличию в грунте восстановленных соединений серы, являющихся продуктами жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий.

Результаты определения биокоррозионной агрессивности грунта указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 11 к настоящему Руководству по безопасности.

63. Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов при шурфовом диагностировании проводится в соответствии с ГОСТ 9.602.

64. Результаты шурфового обследования указываются в акте шурфового обследования газопровода, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 12 к настоящему Руководству по безопасности.

VIII. Определение фактического технического состояния газопровода и определение остаточного ресурса газопровода

65. Фактическое техническое состояние газопровода определяется на основании результатов проведения его технического диагностирования.

Данный критерий комплексно учитывает условия эксплуатации газопровода и выявленные при проведении его технического диагностирования дефекты, повреждения и их динамику.

67. Определение фактического технического состояния и остаточного ресурса газопровода выполняется в следующей последовательности:

анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его технического диагностирования дефектов, повреждений и их динамики;

оценка вероятности возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода;

определение допустимости дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода;

установление остаточного ресурса газопровода;

разработка рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода.

Схема алгоритма определения фактического технического состояния, допустимости эксплуатации и остаточного ресурса газопровода приведена в приложении N 13 к настоящему Руководству по безопасности.

68. Анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его технического диагностирования дефектов, повреждений и их динамики производится в соответствии с методикой, приведенной в приложении N 14 к настоящему Руководству по безопасности.

Анализу рекомендуется подвергать участки газопровода, характеризующиеся различными параметрами технического состояния газопровода, особыми условиями эксплуатации, наличием источников опасностей и объектов, которые могут быть подвержены опасности в случае отказа газопровода.

при условии наличия дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования газопровода (соответствует фактическому техническому состоянию газопровода);

при условии устранения выявленных дефектов и повреждений (соответствует периоду дальнейшей безопасной эксплуатации до истечения остаточного ресурса).

70. Допустимость дальнейшей безопасной эксплуатации после проведения технического диагностирования газопровода до истечения остаточного ресурса определяется путем сравнения значений двух вероятностей возникновения отказов:

обусловленной техническим состоянием газопровода ;

При соблюдении условия допускается продолжение эксплуатации газопровода до истечения остаточного ресурса.

71. Результаты определения фактического технического состояния и допустимости дальнейшей эксплуатации газопровода указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 15 к настоящему Руководству по безопасности.

72. В зависимости от наличия дефектов, повреждений и их динамики, выявленных при проведении технического диагностирования газопровода, остаточный ресурс устанавливается по одному или нескольким из следующих критериев (методов):

вероятности возникновения отказов газопровода;

коррозионному утонению стенок и изменению механических характеристик металла труб газопровода;

усталостному повреждению металла;

другим методам и критериям.

В случае одновременного использования нескольких критериев (методов) остаточный ресурс газопровода определяется по его наименьшему значению из рассчитанных по каждому критерию (методу).

Методика определения остаточного ресурса на основании вероятности возникновения отказов газопровода приведена в приложении N 16 к настоящему Руководству по безопасности. Результаты расчета указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 17 к настоящему Руководству по безопасности. Пример расчета приведен в приложении N 18 к настоящему Руководству по безопасности.

Для участков газопровода, на которых обнаружено обширное коррозионное утонение стенок труб, остаточный ресурс определяется на основе информации о фактических параметрах коррозионных дефектов и физико-механических характеристиках труб, полученной при проведении технического диагностирования газопровода.

При обнаружении на диагностируемом газопроводе ЗКН, в которых процессы коррозии, усталости и ползучести металла развиваются наиболее интенсивно, остаточный ресурс газопровода рекомендуется рассчитывать в соответствии с рекомендациями к конкретному методу, используемому при проведении технического диагностирования.

Выбор методов и критериев для установления остаточного ресурса газопровода определяется организацией, проводящей техническое диагностирование.

73. С целью обеспечения безопасности эксплуатации газопровода на период времени от проведенного технического диагностирования до прогнозируемого перехода в предельное состояние, в дополнение к регламентным работам по мониторингу, техническому обслуживанию и текущему ремонту разрабатываются рекомендации, учитывающие фактическое, техническое состояние газопровода и предусматривающие:

установление сроков проведения проверок состояния охранных зон, технических осмотров и текущих ремонтов газопровода;

устранение конкретных нарушений условий безопасной эксплуатации газопровода, выявленных при его техническом диагностировании;

выполнение работ по текущему ремонту газопровода, исходя из характера обнаруженных неисправностей.

74. Результаты установления остаточного ресурса газопровода указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 22 к настоящему Руководству по безопасности.

IX. Оформление результатов технического диагностирования газопровода

75. Результаты, полученные при выполнении отдельных видов работ, предусмотренных программой проведения технического диагностирования газопровода, оформляются в виде перечисленных ниже актов, протоколов, заключений, формы которых установлены документами в области стандартизации и другими нормативными документами:

акт анализа технической документации подземного стального газопровода;

результаты диагностирования подземного стального газопровода без вскрытия грунта:

акт технического обследования подземного стального газопровода;

протокол определения коррозионной агрессивности грунта;

протокол определения опасного влияния блуждающего постоянного тока;

протокол определения опасного влияния переменного тока;

протокол проверки эффективности работы ЭХЗ подземного стального газопровода;

протокол проверки состояния технических устройств, установленных на газопроводе;

результаты шурфового диагностирования:

акт шурфового обследования газопровода;

протокол проверки герметичности газопровода в шурфе;

протокол определения состояния защитного покрытия в шурфе;

протокол определения состояния металла трубы и сварных соединений подземного стального газопровода;

протокол результатов контроля ЗКН, дефектов неоднородности структуры металла и сварных соединений на локальном участке газопровода;

протокол определения коррозионной агрессивности грунта;

протокол определения биокоррозионной агрессивности грунта;

результаты определения фактического технического состояния газопровода и установления предельного срока его дальнейшей эксплуатации:

протокол определения фактического технического состояния и допустимости дальнейшей эксплуатации подземного стального газопровода;

протоколы определения по различным критериям остаточного ресурса газопровода;

протокол установления остаточного ресурса газопровода.

76. Результаты, полученные при выполнении технического диагностирования газопровода:

являются основанием для определения фактического технического состояния газопровода;

используются при проведении экспертизы промышленной безопасности газопровода;

оформляются в виде приложений к заключению экспертизы.

Результаты технического диагностирования газопровода оформляются в виде отчета о проведенном техническом диагностировании в случае, если по результатам проведения технического диагностирования не проводится экспертиза промышленной безопасности газопровода.

77. На основании результатов работ, выполненных при техническом диагностировании газопровода, оформляется заключение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с требованиями Правил проведения экспертизы промышленной безопасности.

78. Решение о дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода принимается руководителем эксплуатационной организации.

79. Для объектов газораспределения и газопотребления, которые не относятся к категории опасных производственных объектов, результаты технического диагностирования газопроводов являются основанием для продления срока службы данного объекта.

Приложение N 1
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

Термины и определения

В целях настоящего Руководства по безопасности используются следующие основные термины и определения:

Приложение N 2
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

Список используемых сокращений

В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие сокращения:

Приложение N 3
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

АКТ АНАЛИЗА ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ГАЗОПРОВОДА

Дата составления: «____» __________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода _____________________________

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа __________________________

Назначение газопровода ______________________________________________

1. Основные характеристики газопровода

2. Перечень рассмотренной документации:

3. Характеристики газопровода и технических устройств на нем

4. Пересечение с искусственными и естественными преградами

5. Особенности прокладки газопровода

6. Характеристика грунта

7. Система электрохимической защиты

8. Электроизолирующие соединения на газопроводе

9. Шунтирующие токовые перемычки

10. Сведения о ремонтных и профилактических работах

Приложение: Схема диагностируемого газопровода

Приложение N 4
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

Типовая программа проведения технического диагностирования газопровода

Приложение N 5
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРОТОКОЛ
ПРОВЕРКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ГАЗОПРОВОДА

Дата обследования: «____» ___________ 20__ г.

Организация-владелец (балансодержатель) ____________________________

Эксплуатационная организация ______________________________________

Название газопровода и N исполнительного чертежа

Назначение газопровода ___________________________________________

Общая протяженность ____________ метров, диаметр ___________ миллиметров,

рабочее давление _______________ мегапаскаля.

1. Средства измерений

2. Результаты контроля:

2.1. Результаты контроля защитных потенциалов

2.2. Результаты контроля параметров УЗ

Приложение N 6
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРОТОКОЛ
ПРОВЕРКИ СОСТОЯНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ, УСТАНОВЛЕННЫХ НА ГАЗОПРОВОДЕ

Дата обследования: «____» ___________ 20__ г.

Организация-владелец (балансодержатель) _______________________________

Эксплуатационная организация _________________________________________

Название газопровода и N исполнительного чертежа

Назначение газопровода ______________________________________________

Общая протяженность ____________ метров, диаметр ___________ миллиметров,

рабочее давление _______________ мегапаскаля.

1. Средства измерений

2. Результаты обследования технических устройств

Приложение N 7
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

АКТ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА БЕЗ ВСКРЫТИЯ ГРУНТА

Дата «___» ____________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода _____________________________

Эксплуатационная организация _________________________________________

1. Наименование газопровода __________________________________________

2. Давление газа в газопроводе, мегапаскаль _____________________________

3. Длина газопровода, метр ____________________________________________

4. Состояние защитного покрытия проверялось ____________________________

Обнаружено мест «индикаций» прибора с приложением эскизов _______________

5. Герметичность газопровода проверялась _______________________________

Обнаружено мест «индикаций» прибора с приложением эскизов _______________

Приложение N 8
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРОТОКОЛ
ПРОВЕРКИ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ГАЗОПРОВОДА В ШУРФЕ

Дата обследования «___» ____________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода _____________________________

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа __________________________

Назначение газопровода ______________________________________________

Общая протяженность ___________ метров, диаметр ___________ миллиметров,

рабочее давление ________ мегапаскаля.

2. Средства измерений

3. Результаты измерений

Приложение N 9
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРОТОКОЛ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ЗАЩИТНОГО ПОКРЫТИЯ В ШУРФЕ

Дата обследования «___» ____________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода _____________________________

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа __________________________

Назначение газопровода ______________________________________________

Общая протяженность __________ метров, диаметр ___________ миллиметров,

рабочее давление ________ мегапаскаля.

2. Средства измерения

3. Результаты измерений

3.1. Характеристики защитного покрытия

3.2. Толщина защитного покрытия

3.3. Переходное сопротивление защитного покрытия

3.4. Повреждения защитного покрытия

4. Выводы: Выявлено мест с дефектами защитного покрытия, из них:

Приложение N 10
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРОТОКОЛ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА ТРУБЫ И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ГАЗОПРОВОДА

Дата обследования «___» ____________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода _____________________________

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа __________________________

Назначение газопровода ______________________________________________

Общая протяженность ___________ метров, диаметр ___________ миллиметров,

рабочее давление ________ мегапаскаля.

2. Средства измерений

3. Результаты измерений

3.1. Геометрические параметры

3.2. Механические и коррозионные повреждения металла трубы

3.3. Механические характеристики металла трубы

3.4. Состояние сварных соединений

Случаи разгерметизации сварных соединений ______________________________

Наличие поперечных сварных соединений газопровода в шурфе: ______________

Необходимость проверки сварных соединений _____________________________

Состояние сварных соединений _____________, протоколы N ________________

Выявлено дефектов металла трубы и сварных соединений, из них:

Приложение N 11
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРОТОКОЛ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ БИОКОРРОЗИОННОЙ АГРЕССИВНОСТИ ГРУНТА

Дата обследования «___» ____________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода _____________________________

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа __________________________

Назначение газопровода ______________________________________________

Общая протяженность ___________ метров, диаметр __________ миллиметров,

рабочее давление ________ мегапаскаля.

2. Результаты измерений

Приложение N 12
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

АКТ
ШУРФОВОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА

Дата «___» ____________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода ________________________________

Эксплуатационная организация ____________________________________________

1. Наименование газопровода _____________________________________________

2. Адрес расположения шурфа _____________________________________________

3. Длина шурфа, метр ____________________________________________________

4. Координаты шурфа по GPS/Глонасс (WGS 84) _____________________________

5. Основание для проведения обследования ________________________________

(дефект изоляции, утечка и другое)

6. Характеристика трубопровода:

давление газа ___________________________________________________________

(высокое, среднее, низкое)

наружный диаметр, миллиметр _____________________________________________

толщина стенки, миллиметр _______________________________________________

глубина заложения трубопровода (от верхней образующей трубопровода до

поверхности земли), метр ________________________________________________

год(ы) строительства ____________________________________________________

7. Состояние защитного покрытия:

(усиленного типа, весьма усиленного типа)

(полимерное, ленточное полимерно-битумное, мастичное и другое)

толщина (из паспорта газопровода), миллиметр ____________________________

толщина (фактическая), миллиметр ________________________________________

адгезия (из паспорта газопровода), ньютон на квадратный сантиметр,

адгезия (фактическая), ньютон на квадратный сантиметр, мегапаскаль ______

наличие повреждений _____________________________________________________

(гофры, складки, пустоты, механические и другое)

сквозные повреждения ____________________________________________________

(нет/ориентир по часовой шкале от 12:00 до 24:00)

площадь сквозных повреждений, квадратный сантиметр ______________________

переходное электрическое сопротивление, ом на квадратный метр ___________

наружная обертка и ее состояние _________________________________________

наличие влаги под защитным покрытием ____________________________________

8. Состояние наружной поверхности трубы:

наличие ржавчины на трубе под изоляцией, в местах отсутствия или

повреждения защитного покрытия __________________________________________

характер ржавчины _______________________________________________________

(цвет, бугристая, сплошная, легко- или трудноотделяемая

наличие сквозных или несквозных язв _____________________________________

(ориентир по часовой шкале от 12:00

до 24:00, примерное число на 1

размеры язв, миллиметр _________________________________________________

9. Характеристика грунта:

(глина, песок, суглинок, торф, известняк, чернозем, гравий-щебень и

состояние грунта ________________________________________________________

(сухой, влажный, мокрый)

наличие грунтовой воды __________________________________________________

наличие загрязнений _____________________________________________________

10. Результаты коррозионных исследований:

коррозионная агрессивность грунта _______________________________________

удельное электрическое сопротивление грунта, ом на метр _________________

средняя плотность катодного тока, ампер на квадратный метр ______________

биокоррозионная агрессивность грунта ____________________________________

наличие опасного действия блуждающего постоянного и переменного токов ___

11. Источники блуждающих токов в районе обследуемого газопровода ________

12. Тип УЗ ______________________________ порядковый N __________________

(катодная, дренаж, протекторы)

13. Дата ввода в эксплуатацию ___________________________________________

14. Суммарное время простоя до обнаружения повреждения __________________

15. Потенциал газопровода относительно насыщенного МЭС

при включенной ЭХЗ, вольт _______________________________________________

при отключенной ЭХЗ, вольт ______________________________________________

16. Заключение о предполагаемых причинах коррозии _______________________

17. Предлагаемые противокоррозионные мероприятия ________________________

Приложение N 13
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

Схема алгоритма определения фактического технического состояния, допустимости эксплуатации и остаточного ресурса газопровода

Приложение N 14
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

Методика оценки вероятности возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода

1. Вероятность возникновения отказа, обусловленного техническим состоянием газопровода, определяется для участка газопровода протяженностью не более 1 километра по следующим формулам:

при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования:

при условии устранения выявленных дефектов и повреждений (с учетом дефектов и повреждений, необнаруженных по объективным и субъективным причинам):

— корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений, учитывающий влияние условий эксплуатации и динамики возникновения дефектов и повреждений, определяется как произведение индивидуальных коэффициентов по формуле:

— потенциальная вероятность возникновения отказа из-за дефекта или повреждения;

— количество дефектов или повреждений одного типа, выявленных при проведении технического диагностирования на обследуемом участке газопровода, шт.;

— количество необнаруженных дефектов и/или повреждений, шт., определяется по формуле:

— вероятность обнаружения дефекта или повреждения (системой дефектоскоп-оператор).

2. Значения вероятности отказа, обусловленного возникновением на газопроводе различных типов дефектов и повреждений, и корректирующих коэффициентов опасности дефектов и повреждений определяются по статистическим данным об отказах на газопроводах по формулам:

— средняя частота возникновения данного типа дефектов на газопроводе, приходящихся на один отказ ;

— весовой коэффициент условий эксплуатации, учитывает разную степень влияния различных групп условий эксплуатации ;

Корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений позволяет учитывать влияние характеристик газопровода и условий его эксплуатации на степень опасности дефектов и повреждений (возникновение отказа).

Рекомендуемые значения и полученные из статистических данных, приведены соответственно в таблицах N 1 и N 2.

Степень опасности дефектов и повреждений

Значения корректирующих коэффициентов опасности дефектов и повреждений на газопроводе

3. Вероятность обнаружения дефектов и повреждений обусловлена проявлением различных факторов:

характеристиками используемых приборов и оборудования;

внешними причинами (наличие помех, качество дорожного покрытия, влажность грунта в зоне укладки газопровода и другое);

субъективными причинами (человеческий фактор).

Конкретные значения назначаются с учетом различных факторов, но не могут превышать максимальные значения из таблицы N 3.

Максимальные вероятности обнаружения дефектов и повреждений

4. При установлении количества дефектов и повреждений, обусловленных коррозией металла труб и выявленных в одном шурфе, длина которого не более 1,5 метров, следует использовать принцип поглощения менее значительных повреждений более значительными. Так, например, если в шурфе выявлены и сквозные, и язвенные повреждения, то учитываются только сквозные повреждения.

Количество дефектов одного типа для одного шурфа стандартного размера (1,5 метра) принимается за единицу.

Приложение N 15
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРОТОКОЛ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ДОПУСТИМОСТИ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДА

Дата обследования «___» ____________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода _____________________________

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа __________________________

Назначение газопровода _______________________________________________

Общая протяженность ___________ метров, диаметр ___________ миллиметров,

рабочее давление ________ мегапаскаля.

Расчет параметров технического состояния

Рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода:

Приложение N 16
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

Методика
определения остаточного ресурса газопровода по вероятности возникновения отказов

1. Определение остаточного ресурса газопровода по критерию вероятности возникновения отказа производится на основании заданной величины вероятности безотказной работы и значений частоты отказов, обусловленных различными причинами (техническое состояние, механические повреждения, заводской брак, другие причины) и оцениваемых по результатам технического диагностирования и статистическим данным.

2. Расчетная формула для определения вероятности возникновения одного или более отказов на протяжении конкретного периода времени для обследуемого участка газопровода имеет вид:

— вероятность возникновения отказа, установленная в качестве допустимой (рекомендуется );

— частота возникновения на газопроводе отказов, обусловленных различными причинами, :

Обобщенные статистические данные по частоте возникновения на газопроводах отказов, обусловленных различными причинами

4. Остаточный ресурс для участка обследуемого газопровода протяженностью не более 1 километра при принятой вероятности возникновения отказа и определенных по пункту 2 настоящего приложения значениях частоты отказов следует рассчитывать по формуле:

Остаточный ресурс при различных значениях вероятности возникновения отказа, обусловленного техническим состоянием участка обследуемого газопровода

6. По результатам расчетов, выполненных для отдельных участков газопровода, строится график изменения остаточного ресурса по всей протяженности газопровода.

Приложение N 17
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРОТОКОЛ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА ПО ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗОВ

Дата обследования «___» ____________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода _____________________________

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа __________________________

Назначение газопровода ______________________________________________

Общая протяженность ___________ метров, диаметр __________ миллиметров,

рабочее давление ________ мегапаскаля.

2. Результаты расчетов

Приложение N 18
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

Пример расчета остаточного ресурса газопровода по вероятности возникновения отказа

1. Данные об объекте обследования:

Дата обследования: 23.07.2013 г.

Имущественная принадлежность газопровода: ОАО «Газпром газораспределение Владимир».

Адрес газопровода: г. Костерево, Владимирская область.

Назначение газопровода: распределительный.

Общая протяженность 0,5 километров, диаметр 219 миллиметров, рабочее давление 0,6 мегапаскаля.

2. На основании результатов анализа технической документации и технического диагностирования определены фактическое техническое состояние и допустимость дальнейшей эксплуатации газопровода.

Расчет параметров технического состояния

3. Расчет параметров технического состояния.

3.1. Корректирующий коэффициент опасности дефектов:

3.3. Количество дефектов и повреждений, не обнаруженных по объективным и субъективным причинам:

3.3.1. Количество необнаруженных повреждений изоляции:

3.3.2. Количество необнаруженных фактов неудовлетворительной адгезии:

3.3.3. Количество необнаруженных фактов, что переходное сопротивление изоляции меньше критического:

3.3.4. Количество необнаруженных коррозионных повреждений:

3.4. Вероятность возникновения отказа газопровода при условии устранения выявленных дефектов и повреждений :

4. Расчет остаточного ресурса газопровода по критерию вероятности отказов на нем.

4.1. Исходные данные, необходимые для расчета, представлены в таблице N 8.

Исходные данные для расчета остаточного ресурса газопровода по вероятности отказа

4.3. Результаты расчетов представлены в таблице N 9.

Результаты расчетов остаточного ресурса газопровода по вероятности отказа

5. Выводы по результатам расчетов:

2) Остаточный ресурс газопровода составляет:

— при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования,

— при условии устранения выявленных дефектов и повреждений,

Приложение N 19
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

Методика определения остаточного ресурса газопровода по коррозионному утонению стенок и изменению механических характеристик металла труб газопровода

1. Определение остаточного ресурса газопровода по критерию коррозионного утонения стенок и изменению механических характеристик металла труб производится на основании полученной при проведении технического диагностирования информации о фактических параметрах коррозионных дефектов и физико-механических характеристиках труб.

2. Для участков газопровода, на которых при проведении диагностирования обнаружены обширные коррозионные утонения стенок и изменения механических характеристик металла труб, остаточный ресурс следует определять по формуле:

— фактическая глубина коррозионного повреждения, мм, измеренная при проведении технического диагностирования газопровода (см. приложение N 9);

— допустимая глубина коррозионного повреждения, миллиметры, значение которой рассчитывается по формуле (2);

— средняя скорость коррозии, миллиметры в год, оцениваемая либо по формуле (3), либо по экспериментальным или справочным данным.

— номинальная толщина стенки трубы, миллиметров;

— наружный диаметр трубы, миллиметров;

— фактический предел текучести металла трубы, мегапаскаль.

Данные о среднем значении скорости коррозии по результатам полевых испытаний

Средняя скорость коррозии стали в различных грунтах

Приложение N 20
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРОТОКОЛ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА ПО КОРРОЗИОННОМУ УТОНЕНИЮ СТЕНОК И ИЗМЕНЕНИЮ МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕТАЛЛА ТРУБ ГАЗОПРОВОДА

Дата обследования «___» ____________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода _____________________________

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа __________________________

Назначение газопровода ______________________________________________

Общая протяженность ___________ метров, диаметр __________ миллиметров,

рабочее давление ________ мегапаскаля.

2. Результаты расчетов

Измерения и расчет произвели:

Приложение N 21
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРИМЕР РАСЧЕТА
ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА ПО КОРРОЗИОННОМУ УТОНЕНИЮ СТЕНОК И ИЗМЕНЕНИЮ МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕТАЛЛА ТРУБ ГАЗОПРОВОДА

Дата обследования: 23.07.2013 г.

Имущественная принадлежность газопровода: ОАО «Газпром газораспределение Владимир».

Адрес газопровода: г. Костерево, Владимирская область.

Назначение газопровода: распределительный.

Общая протяженность 0,5 километров, диаметр 219 миллиметров, рабочее давление 0,6 мегапаскаля.

2. Результаты расчетов

Измерения и расчет произвели:

Приложение N 22
к Руководству по безопасности
«Инструкция по техническому диагностированию
подземных стальных газопроводов»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

ПРОТОКОЛ
УСТАНОВЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА

Дата «___» ____________ 20__ г.

Имущественная принадлежность газопровода ____________________________

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа _________________________

Назначение газопровода _____________________________________________

Общая протяженность ___________ метров, диаметр __________ миллиметров,

рабочее давление ________ мегапаскаля.

2. Результаты расчетов остаточного ресурса газопровода по различным критериям:

3. Установленное значение остаточного ресурса газопровода:

Обзор документа

Разработаны новые рекомендации по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов. В них учтены изменения в законодательстве, регламентирующем вопросы обеспечения безопасности сетей газораспределения и газопотребления.

Рекомендации распространяются на газопроводы, по которым транспортируются природный газ по ГОСТ 5542-2014 с избыточным давлением, определенным в техрегламенте, и сжиженные углеводородные газы по ГОСТ 20448-90 с избыточным давлением, не превышающим 1,6 мегапаскаля.

Техническое диагностирование проводится для оценки фактического технического состояния газопровода, установления его остаточного срока службы (предельного срока эксплуатации) и разработки рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода до его прогнозируемого перехода в предельное состояние.

В рекомендациях изложены основания и сроки проведения технического диагностирования, описаны этапы этой процедуры.

Источник