для каких целей проводят работы по шурфовому диагностированию газопровода

Для каких целей проводят работы по шурфовому диагностированию газопровода

Что это такое?

Шурфование газопровода — это вскрытие локального участка газовой магистрали для обследования ее технического состояния.

Для чего это нужно?

Планирование мест для шурфования газопровода проводят на основании данных электрометрии и внутритрубной дефектоскопии. Электрометрическое обследование газовой магистрали позволяет обнаружить места нарушения сплошности изоляционного покрытия и оценить эффективность работы средств ЭХЗ. Современные средства внутритрубной дефектоскопии (ВТД) способны выявить геометрические несоответствия газопроводов (вмятины, гофры), точно определить состояние изоляции и дефекты в структуре металла труб (коррозия) и в сварных швах (поры, трещины).

Однако для подтверждения, а также уточнения особенностей повреждений и их последующего ремонта требуется дополнительное обследование газовой магистрали с помощью шурфования.

Как это происходит?

Шурфование производится с вскрытием с двух сторон от газопровода и с возможностью доступа к нижней части трубы. Размеры шурфа должны обеспечить возможность визуального осмотра и проведения измерений на освобожденном от грунта участке. При полнопрофильном вскрытии газопровода размер шурфа должен достигать трех диаметров обследуемой трубы. Шурфовку выполняют в строгом соответствии с нормами охраны труда, промышленной и пожарной безопасности с нарядом-допуском на проведение газоопасных работ.

Схема шурфования газопровода

Весь цикл шурфования газопровода предполагает последовательное выполнение целого ряда технологических операций. Бригады локализуют дефектный участок газовой магистрали на местности, снимают плодородный слой в зоне отвода и приступают к экскавации шурфа в месте расположения дефекта. После вскрытия газопровода устанавливают географические координаты шурфа, измеряют глубину залегания трубы, определяют тип грунта. Затем участок трубы очищают от изоляции для идентификации повреждения и подготовки к обследованию с помощью неразрушающих методов контроля. Изучение состояния газопровода позволяет уточнить наличие, характер, размеры коррозии металла и механических повреждений и определить способы устранения дефектов.

Как у нас?

В ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» обследование магистральных газопроводов с помощью шурфования проводится в плановом и внеплановом порядке. Как правило, шурфовку газовых магистралей производят по результатам ВТД, по итогам электрометрического контроля и в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности. Работы по шурфованию газопроводов выполняют бригады ЛЭС, а также работники службы защиты от коррозии филиалов. Ежегодно на газовых магистралях Общества в целях обследования проводится около 800 шурфовок.

Источник

Для каких целей проводят работы по шурфовому диагностированию газопровода

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ*

* Документ не подлежит государственной регистрации, поскольку является техническим документом и не содержит новых правовых норм (письмо Министерства юстиции Российской Федерации от 19.07.01 N 07/7289-ЮД). (Примеч. изд.)

Дата введения 2001-09-15

УТВЕРЖДЕНА постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.01 N 28

Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов разработана Головным научно-исследовательским и проектным институтом по использованию газа в народном хозяйстве ОАО «ГипроНИИгаз», ОАО «Росгазификация» с участием Уральского научно-исследовательского института трубной промышленности ОАО «УралНИТИ», испытательного центра по сертификации трубной промышленности ООО ИЦСТП «Сертицентруба», предприятия независимой экспертизы труб, трубопроводов и сосудов ООО «ТЭСЧМ» и ООО НПЦ «Композит» при Саратовском государственном университете им. Н.Г.Чернышевского.

В разработке приняли участие: B.C.Волков, научный руководитель, канд. техн. наук; В.Н.Беспалов; Г.А.Гончарова, канд. техн. наук; Г.И.Зубаилов; А.В.Кайро, Е.Н.Кокорев; Л.И.Могилевич, доктор техн. наук; Ю.А.Ослопов; Ю.И.Пашков, доктор техн. наук; В.И.Поляков, канд. хим. наук; Л.К.Самохвалова; И.В.Сессин; В.Л.Сомов, канд. экон. наук; В.В.Тарасов, канд. техн. наук; А.А.Феоктистов; А.Л.Шурайц, канд. техн. наук.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Инструкция устанавливает требования по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов, по которым природный газ по ГОСТ 5542-87 транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженный углеводородный газ по ГОСТ 20448-90 с избыточным давлением не более 1,6 МПа. К газопроводам, на которые распространяются требования настоящей Инструкции, относятся подземные межпоселковые и распределительные газопроводы и подземная часть вводов, построенные из труб, изготовленных из малоуглеродистых марок сталей.

2. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3.1. Определение технического состояния газопроводов с рабочим давлением газа 0,6 МПа и участков этих газопроводов при достижении нормативного срока службы должно осуществляться в соответствии с требованиями ПБ 12-368-00* и других нормативных документов по определению технического состояния, утвержденных в установленном порядке, за исключением газопроводов:

* В настоящее время действуют Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления (ПБ 12-529-03), утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 18.03.03 N 9, зарегистрированным Минюстом России 04.04.03 г., регистрационный N 4376. (Примеч. изд.)

проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, в вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;

на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;

при проявлении аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и другие аномалии).

3.2. Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование на основе оценки технического состояния, условий эксплуатации, качества работ по восстановлению работоспособного состояния газопровода.

Остаточный срок службы газопроводов, отмеченных в п.3.1, устанавливается эксплуатационной организацией, но не более 20 лет либо, по выбору заказчика, устанавливается в соответствии с требованиями настоящей Инструкции организацией, проводившей диагностирование.

При наличии выявленных участков коррозии срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.

3.3. Определение технического состояния газопроводов после продления нормативного срока службы должно проводиться в объеме и в сроки, установленные ПБ 12-368-00.

В зависимости от срока службы газопровода, условий его эксплуатации и технического состояния предусмотрены следующие виды диагностирования: плановое и внеочередное.

3.4. Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного по результатам предыдущего диагностирования срока службы газопровода.

3.5. Внеочередное диагностирование проводится в случаях:

перевода газопровода на более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого перевода;

аварий, не связанных с механическим повреждением газопровода при проведении земляных работ;

воздействия неблагоприятных внешних факторов, которые приводят к деформации грунта, выводящей газопровод за пределы нормативного радиуса упругого изгиба (если

после землетрясения силой свыше 6 баллов.

Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять:

Для вводов газопроводов протяженностью до 200 м предусматривать базовые шурфы не требуется.

Если на действующем участке газопровода базовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования его технического состояния не требуется вскрытия грунта (шурфового диагностирования), размещение базового шурфа следует предусматривать на одном из самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействию внешних факторов, в том числе:

в местах, приведенных в п.4.4.3;

при наличии грунтов с высокой агрессивностью, блуждающих токов и анодных зон;

в местах пересечений с инженерными коммуникациями канальной прокладки;

в местах поворотов газопроводов и выхода их из земли;

при наличии отказов, зафиксированных при предшествующих проверках, обследованиях и авариях.

3.7. В базовых шурфах строительной организацией должны быть определены фактические начальные характеристики газопровода:

Указанные характеристики должны быть зафиксированы в строительном, а также в техническом эксплуатационном паспорте газопровода (приложение А).

3.8. Рекомендуется совмещать диагностирование с техническим (приборным) обследованием газопроводов.

При диагностировании могут быть использованы данные технического обследования газопровода, срок проведения которого не превышает один год.

4. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ

Анализ результатов диагностирования, проводимый ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов (приложения А, Б). Анализ результатов диагностирования, проводимый экспертной организацией, имеющей соответствующую лицензию, осуществляется в порядке, предусмотренном Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности (утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 N 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, peг. N 1656).

Плановое диагностирование газопровода проводится в последовательности, представленной на рис.1, а именно:

Рис.1. Схема планового диагностирования подземных газопроводов

анализ технической документации (проектной, строительной и эксплуатационной);

разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта;

диагностирование без вскрытия грунта;

диагностирование в базовом шурфе;

разработка программы шурфового диагностирования (при необходимости);

диагностирование по программе шурфового диагностирования;

определение технического состояния;

расчет остаточного срока службы, выдача заключения.

4.2. Анализ проектной, строительной и эксплуатационной документации осуществляется путем изучения всех сведений о техническом состоянии газопровода в объеме данных, предусмотренных техническим эксплуатационным паспортом подземного газопровода (приложение А).

В случае несоответствия существующего эксплуатационного технического паспорта по содержанию с паспортом, приведенным в приложении А, он дополняется недостающими формами и данными.

На стадии анализа технической документации прослеживаются динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режимы работы устройств электрохимической защиты, характер повреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации и в результате плановых приборных обследований.

Результаты анализа обобщаются и оформляются актом (приложение Б).

4.3. Диагностирование без вскрытия грунта.

Программа диагностирования без вскрытия грунта составляется по результатам анализа документации и включает следующие разделы:

Источник

Для каких целей проводят работы по шурфовому диагностированию газопровода

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

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

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

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

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

6. Техническое диагностирование газопроводов проводится с целью:

оценки фактического технического состояния газопровода;

установления остаточного срока службы (предельного срока эксплуатации) газопровода;

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

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

Периодичность проведения планового технического диагностирования газопровода устанавливается:

по результатам проведения оценки технического состояния газопровода;

по достижении срока эксплуатации, установленного в проектной документации.

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

Внеплановое техническое диагностирование газопровода проводится:

при изменении категории газопровода по давлению газа;

после аварии, не связанной с механическим разрушением газопровода;

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

после землетрясения силой свыше 6 баллов;

по решению владельца газопровода;

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

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

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

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

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

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

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

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

металла труб, в том числе сварных соединений;

защитного покрытия газопровода;

технических устройств, установленных на газопроводе.

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

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

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

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

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

18. К дефектам и повреждениям защитного покрытия газопровода относятся:

повреждение или отсутствие покрытия;

отсутствие грунтовочного подслоя (праймера);

отсутствие армирующего слоя;

деструкция (потеря механической прочности клеящего подслоя);

отсутствие адгезии защитного покрытия к металлу трубы газопровода;

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

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

II. ОСНОВАНИЯ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ

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

21. Техническое диагностирование газопроводов проводится в случаях:

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

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

после аварии, в результате которой был поврежден газопровод;

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

по решению эксплуатационной организации.

III. ЭТАПЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

22. Техническое диагностирование газопровода состоит из следующих основных этапов:

анализ технической документации;

разработка и утверждение программы технического диагностирования газопровода;

техническое диагностирование газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовое);

шурфовое техническое диагностирование газопровода;

оценка фактического технического состояния газопровода;

определение остаточного ресурса газопровода;

оформление результатов технического диагностирования газопровода.

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

IV. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

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

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

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

динамика изменения свойств защитного покрытия;

динамика изменения режимов работы средств ЭХЗ;

характер выявленных дефектов и повреждений газопровода.

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

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

Источник

Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Инструкция устанавливает виды и порядок проведения диагностирования, основные критерии оценки технического состояния газопроводов, предусматривает методики расчета остаточного срока службы газопроводов по истечении нормативного срока службы и в других случаях.

Федеральный горный и промышленный надзор России
(Госгортехнадзор России)

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Государственное унитарное предприятие
«Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России»

Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов разработана Головным научно-исследовательским и проектным институтом по использованию газа в народном хозяйстве ОАО «ГипроНИИгаз», ОАО «Росгазификация» с участием Уральского научно-исследовательского института трубной промышленности ОАО «УралНИТИ», испытательного центра по сертификации трубной промышленности ООО ИЦСТП «Сертицентруба», предприятия независимой экспертизы труб, трубопроводов и сосудов ООО «ТЭСЧМ» и ООО НПЦ «Композит» при Саратовском государственном университете им. Н.Г. Чернышевского.

В разработке приняли участие: B.C. Волков, научный руководитель, канд. техн. наук; В.Н. Беспалов; ГА Гончарова, канд. техн. наук; Г.И. Зубаилов; А.В. Кайро, Е.Н. Кокорев; Л.И. Могилевич, доктор техн. наук; Ю.А. Ослопов; Ю.И. Пашков, доктор техн. наук; В.И. Поляков, канд. хим. наук; Л.К. Самохвалова; И.В. Сессин; В.Л. Сомов, канд. экон. наук; В.В. Тарасов, канд. техн. наук; А.А. Феоктистов; А.Л. Шурайц, канд. техн. наук.

России от 09.07.01 № 28

Введена в действие с 15.09.01

России от 24.07.01 № 33

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ*

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

* Документ не подлежит государственной регистрации, поскольку является техническим документом и не содержит новых правовых норм (письмо Министерства юстиции Российской Федерации от 19.07.01 № 07/7289-ЮД).

Инструкция устанавливает требования по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов, по которым природный газ по ГОСТ 5542-87 транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженный углеводородный газ по ГОСТ 20448-90 с избыточным давлением не более 1,6 МПа. К газопроводам, на которые распространяются требования настоящей Инструкции, относятся подземные межпоселковые и распределительные газопроводы и подземная часть вводов, построенные из труб, изготовленных из малоуглеродистых марок сталей.

2. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3.1. Определение технического состояния газопроводов с рабочим давлением газа £ 0,6 МПа и участков этих газопроводов при достижении нормативного срока службы должно осуществляться в соответствии с требованиями ПБ 12-368-00 и других нормативных документов по определению технического состояния, утвержденных в установленном порядке, за исключением газопроводов:

проложенных в грунтах II типа проездочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, в вечномерзлых фунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;

на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;

при проявлении аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и другие аномалии).

3.2. Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование на основе оценки технического состояния, условий эксплуатации, качества работ по восстановлению работоспособного состояния газопровода.

Остаточный срок службы газопроводов, отмеченных в п. 3.1, устанавливается эксплуатационной организацией, но не более 20 лет либо, по выбору заказчика, устанавливается в соответствии с требованиями настоящей Инструкции организацией, проводившей диагностирование.

При наличии выявленных участков коррозии срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.

В зависимости от срока службы газопровода, условий его эксплуатации и технического состояния предусмотрены следующие виды диагностирования: плановое и внеочередное.

3.4. Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного по результатам предыдущего диагностирования срока службы газопровода.

перевода газопровода на более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого перевода;

аварий, не связанных с механическим повреждением газопровода при проведении земляных работ;

после землетрясения силой свыше 6 баллов.

Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять:

Для вводов газопроводов протяженностью до 200 м предусматривать базовые шурфы не требуется.

Если на действующем участке газопровода базовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования его технического состояния не требуется вскрытия грунта (шурфового диагностирования), размещение базового шурфа следует предусматривать на одном из самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействию внешних факторов, в том числе:

в местах, приведенных в п. 4.4.3;

при наличии грунтов с высокой агрессивностью, блуждающих токов и анодных зон;

в местах пересечений с инженерными коммуникациями канальной прокладки;

в местах поворотов газопроводов и выхода их из земли;

при наличии отказов, зафиксированных при предшествующих проверках, обследованиях и авариях.

3.7. В базовых шурфах строительной организацией должны быть определены фактические начальные характеристики газопровода:

Указанные характеристики должны быть зафиксированы в строительном, а также в техническом эксплуатационном паспорте газопровода (приложение А).

3.8. Рекомендуется совмещать диагностирование с техническим (приборным) обследованием газопроводов.

При диагностировании могут быть использованы данные технического обследования газопровода, срок проведения которого не превышает один год.

4. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ

Анализ результатов диагностирования, проводимый ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов (приложения А, Б). Анализ результатов диагностирования, проводимый экспертной организацией, имеющей соответствующую лицензию, осуществляется в порядке, предусмотренном Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности (утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 № 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, peг. № 1656).

анализ технической документации (проектной, строительной и эксплуатационной);

разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта;

диагностирование без вскрытия грунта;

диагностирование в базовом шурфе;

разработка программы шурфового диагностирования (при необходимости);

диагностирование по программе шурфового диагностирования;

определение технического состояния;

расчет остаточного срока службы, выдача заключения.

4.2. Анализ проектной, строительной и эксплуатационной документации осуществляется путем изучения всех сведений о техническом состоянии газопровода в объеме данных, предусмотренных техническим эксплуатационным паспортом подземного газопровода (приложение А).

В случае несоответствия существующего эксплуатационного технического паспорта по содержанию с паспортом, приведенным в приложении А, он дополняется недостающими формами и данными.

Рис. 1. Схема планового диагностирования подземных газопроводов

На стадии анализа технической документации прослеживаются динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режимы работы устройств электрохимической защиты, характер повреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации и в результате плановых приборных обследований.

Результаты анализа обобщаются и оформляются актом (приложение Б).

4.3. Диагностирование без вскрытия грунта.

Программа диагностирования без вскрытия грунта составляется по результатам анализа документации и включает следующие разделы:

выбор технических средств диагностирования из перечня, приведенного в разделе 9 настоящей Инструкции;

проверку на герметичность в соответствии с порядком, предусмотренным подразделом 3.3 ПБ 12-368-00 ;

проверку эффективности работы электрохимической защиты (в соответствии с ПБ 12-368-00 );

проверку состояния изоляции (в соответствии с ПБ 12-368-00 ), в том числе наличия сквозных повреждений изоляции;

выявление участков газопровода с аномалиями металла труб [при наличии индикатора дефектов и напряжений (ИДН) (приложение В) или другими приборами (техническими устройствами), разрешенными к применению установленным порядком, позволяющими дистанционно выявить места коррозионных или иных повреждений труб, а также участки повышенных напряжений газопровода];

определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиями по этому показателю, зафиксированных при предшествующих проверках.

По полученным результатам диагностирования без вскрытия составляется акт (приложение Г) и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе. При необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов (программа шурфового диагностирования).

4.4. Шурфовое диагностирование.

4.4.1. Если на действующем газопроводе отсутствует базовый шурф, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждающим наличие мест аномалий металла, для ИДН является всплеск параметров магнитного поля более чем на 20 % по сравнению с фоновым значением).

В случае если на диагностируемом участке газопровода указанных выше отклонений не обнаружено, место базового шурфа выбирается по результатам анализа технической документации с учетом требований п. 3.6.

Основными критериями необходимости разработки программы шурфового диагностирования являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции (АНПИ, АНТПИ и др.) с показаниями приборов определения аномалий металла (ИДН и др.), результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов.

измерение поляризационного и (или) суммарного потенциала;

определение внешнего вида, толщины и свойств изоляционного покрытия (переходное сопротивление, адгезия);

определение состояния поверхности металла трубы (коррозионные повреждения, вмятины, риски и т.п.);

контроль геометрических размеров трубы (наружный диаметр, толщина стенки) при наличии коррозионных повреждений;

определение вида и размеров дефектов в сварных швах (монтажных и заводских), если они попали в зону шурфа, и при осмотре обнаружены отклонения от нормативных требований;

определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов;

* Определение ударной вязкости металла является факультативным.

проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;

на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;

проявления аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и других случаях по решению эксплуатирующей организации).

4.4.4. По результатам шурфового диагностирования:

составляется акт по форме 5 (приложение Д);

при необходимости производится ремонт;

по критериям предельного состояния, приведенным в разделе 5 настоящей Инструкции, производится расчет остаточного срока службы газопровода в соответствии с разделом 6 и приложением Е.

4.5. Внеочередное диагностирование.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДА И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОДДЕРЖАНИЮ ЕГО В РАБОТОСПОСОБНОМ СОСТОЯНИИ

Определение технического состояния газопровода проводится путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с критическими значениями соответствующих параметров предельного состояния.

5.1. Определение эффективности работы электрохимической защиты (ЭХЗ)

5.1.2. Оценка состояния ЭХЗ участка газопровода осуществляется по уровню:

защищенности участка газопровода по протяженности;

защищенности участка газопровода по времени.

5.1.4. Защищенность участка газопровода по времени определяется как выраженное в процентах отношение суммарного времени нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты за время эксплуатации к длительности периода работы в отсутствии необходимого поляризационного или суммарного защитного потенциала к общему времени эксплуатации. Показатель защищенности, являющийся критерием предельного состояния, должен быть не менее 95 %.

5.2. Определение состояния изоляции

5.2.1. Критериями предельного состояния изоляции являются сплошность, сквозные повреждения и значение переходного сопротивления.

5.2.2. Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает следующие параметры:

тип, материал изоляции, внешний вид покрытия (наличие, расположение, площадь сквозных повреждений), характер покрытия (бугристость, наличие трещин, толщина по периметру, наличие обертки);

адгезию, величина которой определяется по методикам, предусмотренным приложением Б ГОСТ Р 51164-98 ;

величину переходного сопротивления.

Одновременно определяется удельное электрическое сопротивление грунта в месте расположения шурфа.

5.2.3. Величина переходного сопротивления R определяется по методу, приведенному в приложении Ж, или с помощью мегомметра, например, типа М1101М или другого типа с килоомной шкалой и напряжением 100 В.

5.2.4. Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению R _ф в сравнении с критическим (предельным) R_K значением конечного переходного сопротивления труба-грунт. Критическое (предельное) переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения

Если фактическое значение переходного сопротивления меньше критического ( R _ф R _к ), делается вывод о полной деградации изоляционного покрытия на данном участке газопровода.

При экономической нецелесообразности дополнительных защитных мероприятий назначаются мероприятия по защите локальных зон и остаточный срок службы газопровода рассчитывается с учетом прогнозируемого уменьшения толщины стенки труб в результате коррозии, исключая защитные свойства изоляции.

5.3. Определение степени коррозионных повреждений металла

Критериями предельного состояния трубы являются сквозное коррозионное повреждение или остаточная толщина стенки трубы, которая не позволяет дальнейшую эксплуатацию газопровода из условий обеспечения прочности.

Влияние коррозионного износа на величину остаточного срока службы труб газопровода определяется расчетом в соответствии с пп. 6.6, 6.7 настоящей Инструкции.

По результатам расчета определяется возможность дальнейшей эксплуатации газопровода как без проведения ремонта, так и при условии проведения ремонта методом абразивной зачистки (приложение 3) или другими допустимыми методами ремонта, в том числе врезкой «катушки».

5.4. Определение качества сварных стыков

5.4.1. Если в процессе эксплуатации утечек через сварные стыки или их разрывы не отмечалось, то стыки признаются годными и их проверка не производится.

5.4.2. Если сварной стык попал в зону шурфа и в процессе эксплуатации были выявлены повреждения в стыковом (строительном) или заводском (продольном или спиральном) сварном шве, а также выявлено, что их внешний вид не соответствует требованиям нормативных документов, сварное соединение подлежит проверке методами неразрушающего контроля в соответствии с установленными нормами.

При длительной эксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металла труб, в том числе:

снижение пластичности, выраженной в сближении величин предела текучести s _т и временного сопротивления s _в ;

снижение ударной вязкости а_н(KCU).

Допустимые значения перечисленных критериев, приведенных к температуре 20 °С, для труб из малоуглеродистой стали должны быть в пределах:

Фактические значения физико-механических свойств металла определяются:

При достижении любого из перечисленных критериев своего предельного значения участок газопровода назначается на перекладку.

6. РАСЧЕТ ОСТАТОЧНОГО СРОКА СЛУЖБЫ ГАЗОПРОВОДА

Пример расчета остаточного срока службы изоляционного покрытия приведен в приложении Е.

6.2. За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из следующих параметров по соответствующим пунктам настоящей Инструкции:

пластичности металла труб (п. 6.4);

ударной вязкости металла (п. 6.5);

НДС при наличии фронтальной коррозии (п. 6.6);

локальному НДС в местах коррозионных язв (питтингов) (п. 6.7).

Переходное сопротивление изоляционного покрытия R _о на законченном строительством участке газопровода

Переходное сопротивление, Ом × м 2

Полимерные рулонные материалы

При ремонте или замене (вырезке) пораженного язвенной или фронтальной коррозией участка расчет остаточного срока службы металла труб по пп. 6.6, 6.7 для этого участка не производится, а определение остаточного срока службы производится по другим параметрам (пп. 6.4, 6.5).

Минимальные значения механических характеристик стальных труб (средние по маркам стали)

Минимальные нормативные механические характеристики

Предел текучести s _Т0, МПа

Временное сопротивление s _в0, МПа

Ударная вязкость а_н0 (KCU), Дж/см 2

Значения коэффициентов k ₁ и k ₂ для расчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, вычисляются по формулам:

при изменении данных по температуре

при изменении данных по давлению

Параметры для расчета фактических механических свойств металла по пластичности

Величина для стали

Примечание. Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.

Примеры расчета остаточного срока службы по изменению пластичности металла приведены в приложении Е.

Снижение трещиностойкости (ударной вязкости) металла труб в результате старения, т.е. зависимость ударной вязкости а_н от времени эксплуатации газопровода можно представить в виде

Исходное значение ударной вязкости а_н0 выбирается по данным базового шурфа или по табл. 2.

При эксплуатации газопровода в условиях, отличных от базовых, расчетные значения ударной вязкости изменяются на величину поправочных коэффициентов К₃ и К₄, которые определяются по формулам:

при отличии температуры Т_ф от базовой (Т_ф ¹ 20 °C)

Параметры, необходимые для определения ударной вязкости

Примечание. Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.

Пример расчета остаточного срока службы по изменению ударной вязкости металла приведен в приложении Е.

Остаточный срок службы t _ост с учетом сплошной коррозии и действующих напряжений имеет вид

Повреждения труб в виде коррозионных язв (питтингов) приводят к неравномерному распределению напряжений в стенке газопровода, увеличивая их в местах наиболее глубоких повреждений.

Остаточный срок службы с учетом язвенной (питтинговой) коррозии и действующих напряжений определяется по формуле

Пример расчета остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии приведен в приложении Е.

7. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА

8. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА

8.1. На выполненные работы по диагностированию технического состояния газопровода организация, их проводящая, составляет первичную документацию (акты, заключения, протоколы, таблицы, фотографии и др.), где отражаются все недостатки, обнаруженные повреждения и дефекты.

На основании первичной документации о результатах диагностирования, выполнения расчетов и при необходимости ремонта газопровода составляется отчет.

8.2. Отчет состоит из следующих разделов:

основные сведения о диагностируемом газопроводе (конструкция, технология строительства, рабочие параметры эксплуатации, материал труб и изоляционного покрытия, оборудование ЭХЗ, грунтовые условия, сведения об эксплуатации, ремонте);

результаты анализа технической документации;

выводы и рекомендации по результатам предыдущих плановых обследований и диагностирования;

результаты текущего технического диагностирования;

специфические особенности эксплуатации (если таковые имели место);

результаты внеочередного диагностирования (если таковые проводились);

расчет остаточного срока службы;

выводы и рекомендации с указанием причин, послуживших основанием для проведения или не проведения ремонта или реконструкции газопровода, а также указания о технических и организационных мероприятиях, необходимых для обеспечения дальнейшей безопасной эксплуатации.

8.3. Отчет (заключение по результатам диагностирования) оформляется установленным порядком и прикладывается к техническому эксплуатационному паспорту подземного газопровода (приложение А).

9. ПЕРЕЧЕНЬ РЕКОМЕНДУЕМОГО ПРИБОРНОГО ОСНАЩЕНИЯ ДЛЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

9.1. Диагностирование с поверхности земли (без вскрытия) осуществляется следующим оборудованием.

Определители утечки газа:

а) ЛОУГ (передвижная лаборатория);

Измерители потенциалов электрохимической защиты:

а) Мультиметр 43313 ЭВ 2234;

в) ПКИ-2 (измерительный комплекс).

Проверка сплошности изоляционного покрытия на засыпанных участках газопровода:

Определитель участков дефектов и напряжений:

9.2. Контактное (шурфовое) диагностирование на вскрытом участке (очищенном от грунта) осуществляется следующим оборудованием.

Измерение коррозионной агрессивности грунта:

Определение толщины и адгезии изоляции:

Контроль глубины коррозии (остаточной толщины стенки трубы):

Определение дефектов металла труб:

Определение мест концентрации напряжений:

Контроль качества сварных стыков:

Измерение механических свойств и напряженно-деформированного состояния металла трубы:

а) твердомеры переносные:

5) Коэрцитиметр (Структуроскоп КРМ-ЦК-2 и др.);

9.3. Внутритрубное диагностирование:

9.4. Допускается использование другого диагностического оборудования и приборов, назначение и технические характеристики которых обеспечивают достоверность результатов.

10. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы.

Правила безопасности в газовом хозяйстве ( ПБ 12-368-00 ), утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 26.05.00 № 27, прошли юридическую экспертизу Минюста России (письмо от 30.06.00 № 5165-ЭР).

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности, утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 № 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, рег. № 1656.

Приложение А

А.1. Общие положения

А.2. Организационно-технические мероприятия для ведения паспорта

А.2.1. Для обеспечения работ по ведению паспорта проводятся следующие мероприятия:

назначение лиц из числа компетентных сотрудников ГРО, ответственных за ведение эксплуатационной документации, подготовку измерительной аппаратуры, инструмента, а также непосредственно за проведение плановых приборных обследований;

сбор и классификация данных по проведенным за время эксплуатации приборным обследованиям и ремонтам;

осуществление замеров паспортизируемых данных в процессе эксплуатации;

определение места базового шурфа с обозначением его на карте-схеме;

обработка результатов и оформление соответствующих протоколов и актов.

А.2.2. Ведение паспорта осуществляется с момента пуска газопровода в эксплуатацию и в течение всего периода его работы.

А.3. Перечень документов, входящих в паспорт

акт приемки в эксплуатацию;

техническая документация (сертификаты, паспорта и пр.) на оборудование и материалы;

строительная (исполнительная) документация на вновь сооружаемые искусственные преграды и коммуникации, прокладываемые параллельно или пересекающие газопровод с указанием степени их влияния;

протоколы измерений и акты технического состояния.

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

места расположения всех сооружений на газопроводе, включая колодцы, запорную арматуру, станции катодной защиты, контрольно-измерительные пункты, отводы и врезки с указанием расстояния (в метрах) от ближайшего пикета;

места пересечения газопровода со всеми коммуникациями, а также с естественными и искусственными преградами;

места проведения ремонтных и других работ, места аварий и повреждений.

А.4. Контроль параметров во время эксплуатации

При эксплуатации в соответствии с требованиями действующих нормативных документов контролируются следующие технические показатели:

состояние средств защиты от коррозии;

А.5. Контроль параметров во время проведения ремонтных работ

А.5.1. При выполнении ремонтных работ на газопроводе, связанных со вскрытием грунта по причине повреждения изоляционного покрытия, по методикам, предусмотренным настоящей Инструкцией, определяются:

фактическое значение переходного электрического сопротивления и адгезия изоляционного покрытия;

величина коррозионного износа (при его наличии);

остаточная толщина стенки в местах коррозионных повреждений;

качество сварных стыков (при наличии в зоне шурфа) физическими методами;

механические свойства и НДС в местах коррозионных повреждений.

А.6. Оформление технического паспорта

А.6.2. Допускается возможность хранения паспортных данных в электронном виде и обработка при помощи компьютерных программ, учитывающих требования настоящей Инструкции. Распечатка данных должна соответствовать форме 1.

А.6.3. Для более углубленного определения технического состояния газопровода и его остаточного срока службы в более сложных, например особых грунтовых и пр., условиях допускается включение в форму 1 других дополнительных параметров и данных.

Эксплуатационная организация (владелец) ___________________________________

Место прокладки газопровода ______________________________________________

Назначение газопровода ___________________________________________________

Протяженность _________________ м, давление расчетное ________________ МПа,

рабочее ________________ МПа

Проект № _______ от /_____/ ______________/ 19 ___ г. разработан ______________

Проект системы ЭХЗ № ____________ от /_____/ _____________________/ 19 ___ г.

Способ ______________________ на участке от _________ до ________ м

прокладки ______________________ на участке от _________ до ________ м

газопровода ______________________ на участке от _________ до ________ м

(подземный, ______________________ на участке от _________ до ________ м

наземный, ______________________ на участке от _________ до ________ м

Диаметр ______________________ мм на участке от _______ до _______ м

и толщина ______________________ мм на участке от _______ до _______ м

стенки труб ______________________ мм на участке от _______ до _______ м

газопровода ______________________ мм на участке от _______ до _______ м

( D_H ´ h _о ) ______________________ мм на участке от _______ до _______ м

Дата /____/ _____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

завершения /____/ _____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

строительства /____/ _____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

/____/ _____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

/____/ _____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

Дата пуска /____/ _____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

системы ЭХЗ /____/ _____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

/____/ _____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

/____/ _____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

/____/ _____________/ 19 __ г. на участке от _______ до ______ м

Материал основных элементов

Нормативный документ (проект)

Дата установки и замены

Примечание. В графе «Тип установки» указать: в колодце, в помещении, на открытом воздухе, подземно.

Пересечение и параллельная прокладка с естественными преградами

Расположение по карте-схеме

Количество (шаг) опор, пригрузов

Работы по восстановлению

Пересечение и параллельная прокладка с искусственными преградами и коммуникациями

Наименование пересекаемой или параллельной коммуникации

Расположение по карте-схеме (ПК)

Глубина заложения (от уровня земли), м

Характеристика преграды, коммуникации

пересекающей (параллельной) коммуникации, преграды

Дата и номер проекта

Начало и окончание работ

Участок газопровода (ПК)

Наружный диаметр труб, мм

Нормативный документ на трубы

Дата и место выпуска

№ сертификата качества (базового шурфа)

Примечания: 1. В графе «Участок газопровода» для ответвления заполняется только столбец «От».

2. В графах «Химический состав» и «Механические свойства» для базового шурфа указать реально измеренные значения, место шурфа отмечается записью в графе «Участок газопровода», столбец «До».

Характеристики грунта на уровне заложения

Участок газопровода (ПК)

Класс и разновидность грунта по ГОСТ 25100-95

Максимальная и минимальная глубина заложения, м

Удельное сопротивление грунта, Ом × м

Примечания: 1. В графе «Класс и разновидность грунта по ГОСТ 25100-95 » в случае, если грунт подстилающего слоя отличается от основного грунта трассы, следует указать и его характеристики.

3. В графе «Особые условия» указать величину блуждающих токов, максимальный прогнозируемый уровень грунтовых вод, глубину промерзания, степень пучинистости (просадочности, набухаемости).

Характеристика изоляционного покрытия

Участок газопровода (ПК)

Тип, структура и материалы

Переходное сопротивление, Ом × м 2

Адгезия к трубе, МПа

Прочность при ударе, Дж

Отсутствие пробоя при испытательном напряжении, кВ

Примечания: 1. В графе «Тип, структура и материалы» указать послойно использованные материалы.

2. Если при заполнении таблицы показатели адгезии и прочности при ударе будут иметь другую размерность, то ее указать особо.

3. В графе «Место изоляции» указать: стыковой шов или металл трубы.

4. Для базового шурфа указать реально измеренные значения.

Характеристика системы электрохимической защиты

Дата измерения величины защитного потенциала

Тип и марка устройства электрозащиты

Место расположения по карте-схеме (ПК)

Контрольно-измерительный пункт (КИП)

Величина защитного потенциала, В

Примечания: 1. При вводе пассивных устройств электрозащиты (протекторов) в графе «Дата измерения величины защитного потенциала» эта дата отмечается обязательно.

2. В графе «Величина защитного потенциала» указываются измеренные значения поляризационного или суммарного потенциала ( j _n или j _S ) во всех контрольно-измерительных пунктах участка защиты.

Сведения о выполнении ремонтных и профилактических работ

Место расположения по карте-схеме (ПК)

Описание выполненных ремонтных и профилактических работ

Примечание. Для плановых работ в графе «Способ обнаружения» указать наименование работы. Графа «Вид повреждения» в этом случае не заполняется.

Приложение Б

Анализ технической (проектной, исполнительной и эксплуатационной) документации стальных подземных газопроводов

Б.1. Общие положения

Целью анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации является изучение технического состояния стального подземного газопровода.

По результатам анализа документации определяется перечень недостающей информации и объем работ для технического диагностирования газопровода без вскрытия.

трассу прохождения газопровода со сквозным делением протяженности в метрах, начиная от начала с привязкой всех пикетов (ПК) к расстоянию от начала трассы. Погрешность нанесения на карту-схему условных обозначений не должна превышать 3 м для межпоселковых и 1 м для внутрипоселковых газопроводов;

расположение всех сооружений на газопроводе, включая контрольно-измерительные пункты, колодцы, запорную арматуру,

станции катодной защиты, отводы и врезки;

места параллельной прокладки и пересечения со всеми коммуникациями, а также с естественными и искусственными преградами;

места проведения ремонтных работ.

Б.2. Перечень документов, подлежащих анализу

Б.2.1. Анализу подлежит проектная и техническая документация, имеющаяся на газопровод, в том числе:

рабочий проект системы ЭХЗ;

акты и протоколы предшествующих приборных обследований, аварий, диагностирований и т.п.

Б.2.2. При анализе учитываются обязательные требования действующих нормативных документов, в том числе:

СНиП 2.04.08-87 *. Газоснабжение. Нормы проектирования;

Правила безопасности в газовом хозяйстве ( ПБ 12-368-00 ).

Б.3. Основные характеристики анализа

Б.3.1. Характеристики газопровода:

введения о месте прокладки газопровода должны включать указания о начальном и конечном пунктах, сфере обслуживания (межпоселковый, поселковый и т.д.) и назначении газопровода;

диаметр газопровода по условному проходу (в случае если газопровод построен из труб разного диаметра, то в анализе должны предусматриваться участки каждого диаметра в отдельности, за исключением случаев, когда используются трубы одного и того же условного прохода, например, 159 и 168 мм, 57 и 60 мм);

общая протяженность газопровода и отдельно по участкам, если используются трубы разного диаметра;

рабочее давление газопровода расчетное и фактическое на момент обследования;

датa пуска в эксплуатацию.

Б.3.2. Характеристики трассы:

места параллельной прокладки и пересечений с естественными (реки, овраги, ручьи и т.д.) и искусственными (мосты, тоннели, автомобильные и железные дороги) преградами;

места параллельной прокладки и пересечений с коммуникациями всех типов с указанием пересечений, учтенных при проектировании, и пересечений, произведенных во время работы газопровода;

врезки в газопровод (с указанием диаметра и даты врезки);

наличие пригрузов, футляров, колодцев и других сооружений на газопроводе с привязкой к проектным отметкам;

глубина заложения газопровода проектная и фактическая (в случае если глубина заложения не является постоянной, указывается ее минимальное и максимальное значение с привязкой участков к проектным отметкам).

Б.3.3. Характеристики труб:

наружный диаметр и толщина стенки труб (в случае когда при строительстве использовались трубы с различной толщиной стенки, учитываются все толщины при возможности с привязкой к конкретным участкам трассы газопровода);

нормативный документ на трубы (стандарт, технические условия). В случае когда при строительстве использовались трубы, изготовленные по разным нормативным документам, учитываются трубы по всем нормативным документам при возможности с привязкой к конкретным участкам трассы газопровода);

сертификационные данные на трубы (марка стали, при возможности с указанием механических свойств и химического состава).

Б.3.4. Характеристики грунта:

тип грунта (грунтов, в случае если грунты по трассе имеют разный состав);

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;

разность потенциалов между газопроводом и землей на всех этапах эксплуатации по всем как защищенным, так и не защищенным участкам газопровода;

наличие участков с пучинистыми, просадочными, набухающими и другими грунтами и участков, проходящих по карстовым и подрабатываемым территориям;

наличие участков с высоким уровнем грунтовых вод с указанием максимального, минимального и среднегодового уровня относительно оси газопровода.

Б.3.5. Характеристики изоляционного покрытия:

тип изоляции труб и сварных стыков; если при строительстве на разных участках применялись разные типы изоляции, их следует указать с разбивкой по участкам;

марки применяемых изоляционных материалов, использованных как при строительстве, так и при ремонте газопровода;

переходное электрическое сопротивление и напряжение пробоя изоляционного покрытия (указываются как данные на момент строительства, так и данные последующих замеров, произведенных в случае ремонта);

механическая прочность покрытия (величина адгезии, сопротивление сдвигу и т.д.).

Б.3.6. Характеристики системы электрохимической защиты:

тип примененных установок катодной защиты с указанием проектных отметок мест установки;

поляризационные потенциалы между участками газопровода и землей с указанием значений на момент пуска и последних замеров;

защитные потенциалы между участками газопровода и землей с указанием значений на момент пуска и последних замеров (для газопроводов, защищенных ЭХЗ).

Б.3.7. Характеристики ремонтных работ:

сведения о всех ремонтных работах на газопроводе с указанием вида повреждения, его расположения на схеме газопровода и методов ремонта;

сведения о внесении изменений в систему ЭХЗ в течение всего срока эксплуатации и ремонтных работах, связанных с системой ЭХЗ.

Б.3.9. По завершении работы по анализу документации составляется акт с указанием и подписью лица, ее проводившего (форма 2).

Б.3.10. По результатам анализа разрабатывается программа диагностирования газопровода без вскрытия грунта.

Акт анализа технической документации подземного стального газопровода

Место прокладки газопровода _____________________________________________

Назначение газопровода __________________________________________________

Общая протяженность ________________ м, рабочее давление ______________ МПа

Места возможного подключения контактных измерительных приборов

Наименование (марка) оборудования газопровода

Данные для приборов бесконтактного измерения

Расположение участка на карте-схеме

Диаметр и толщина стенки труб

Горизонтальный поворот, град

Примечание. Графа «Диаметр и толщина стенки труб» заполняется, если газопровод построен из труб разных геометрических размеров.

Пересечение с искусственными и естественными преградами

Наименование и характеристика пересекающей (параллельной) преграды

Расположение по карте-схеме

Расположение по карте-схеме

Класс или тип грунта по ГОСТ 25100-95

Система электрохимической защиты

Зона действия катодной установки

Отклонение величины защитного потенциала от требуемых по стандарту

Сведения об анализе ремонтных и профилактических работ

Место расположения по карте-схеме, ПК

комиссия в составе: ____________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

(должность, Ф.И.О., подпись)

(должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение В

Бесконтактная магнитометрическая диагностика подземных трубопроводов с использованием индикатора дефектов и напряжений (ИДН)

В.1. Общие положения

Целью бесконтактного магнитометрического обследования является определение дефектных участков трубопроводов, мест повышенных напряжений и совместно с результатами приборной оценки состояния изоляционного покрытия назначение мест шурфования для выборочного ремонта подземных трубопроводов.

С помощью индикатора дефектов и напряжений (ИДН) или другого прибора, разрешенного для применения в установленном порядке, производится выявление и локализация мест коррозионных и деформационных повреждений, а также мест повышенных напряжений подземных трубопроводов без изменения технологических режимов их работы.

Преимуществом метода бесконтактной магнитометрической диагностики (БМД) является определение и уточнение местоположения прогнозируемых дефектов с поверхности земли. Предварительного намагничивания и (или) подключения наружных генераторов, как правило, не требуется (кроме сложных условий поселковых или городских застроек).

Физическая сущность метода основана на естественном намагничивании металла под действием динамико-механических нагрузок и изменении величины магнитного поля в результате старения и коррозии металла труб. Под действием нагрузок при эксплуатации в металле трубопровода происходят процессы, приводящие к перераспределению магнитного поля. Причем чем больше эти изменения, тем выше градиент вызванной аномалии в магнитном поле. Чем резче аномалия, которая генерируется дефектом в области его развития, тем надежнее регистрируются подобные экстремальные участки с помощью измерительной аппаратуры.

В.2. Измерительная аппаратура

В.3. Подготовка к диагностированию

Выбор участков обследования осуществляется в соответствии с планом технического диагностирования, по итогам анализа технической документации, где уточняются условия залегания и эксплуатации (диаметр, рабочее давление и т.д.) трубопровода. На сложных и сильно измененных в процессе эксплуатации трассах ИДН возможно использовать в режиме поиска и уточнения заглубленного положения труб.

При подготовке к обследованию необходимо обеспечить:

для межпоселковых трубопроводов (за исключением расположения под высоковольтными ЛЭП):

а) уточнение фактического положения трубопровода и его обозначение на местности пронумерованными пикетами (по возможности долгосрочными);

б) привязку на местности начала участка обследования к наземным ориентирам трассы (маркерам, КИПам, километровым столбам) при помощи рулетки или иных средств измерений;

в) локализацию мест пересечения обследуемого трубопровода с другими подземными коммуникациями (и их натурное пикетирование в плане);

г) свободное прохождение вдоль обследуемого участка газопровода;

д) возможности подзарядки аппаратуры (напряжением

220 В) в процессе обследования;

для внутрипоселковых трубопроводов:

б) жесткую привязку основных пунктов, в том числе при долговременных наблюдениях, к исследуемым объектам;

в) согласование выполняемого мониторинга с графиками ремонтных и профилактических работ на соседствующих технологических и коммунальных трассах (если появляется необходимость их отключения);

д) создание базы данных по фактическому состоянию коммуникаций с дальнейшим развитием работ в режиме долгосрочного мониторинга (статистическое накапливание исходной информации необходимо в целях подготовки основ для прогнозирования ресурсов трубопроводов).

В.4. Подготовка аппаратуры к работе

Перед выездом на объект измерений необходимо обеспечить бесперебойное электроснабжение прибора, для чего следует произвести зарядку ИДН от зарядного устройства, которое отключается автоматически по достижении полной зарядки.

Непосредственная подготовка прибора к измерениям состоит в подключении датчиков к электронному блоку, включении ИДН и проверки его работы в различных режимах в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора.

Тарировка прибора на конкретные условия происходит по следующему алгоритму:

расположить датчики параллельно оси трубопровода;

перемещаясь вдоль трубопровода на предполагаемом бездефектном участке определить границы диапазона изменения магнитных параметров (например, 920-1500 усл. ед.);

если максимальные и минимальные значения магнитных параметров в определенном диапазоне чередуются хаотично, то рекомендуется выбрать для подготовительных работ другой участок трубопровода;

Примечания: 1. Периодические экстремумы магнитных параметров, повторяющиеся через 10- 12 м и имеющие вид острых пиков с амплитудой 15 % значения диапазона, следует считать сварными (монтажными) стыками.

2. Признаком нарушения состояния металла труб следует считать резкие скачки поля на коротких (до 2-3 м) линейных отрезках.

3. Необходима дополнительная проверка при изменении диапазона допустимых значений на участке без смены пространственной ориентации плети.

4. В случае повторяемости экстремумов магнитного сигнала по длине трубы необходима проверка на наличие спирально-шовных труб.

Не рекомендуется пользоваться аппаратурой более 20 минут после загорания сигнала «Заряди батареи», так как показания теряют достоверность.

При сигнале «Заряди батареи» рекомендуется закончить измерения и подключить ИДН к зарядному устройству.

В.5. Порядок проведения обследования

В бланк протокола (форма 3) заносятся характеристики объекта измерений и показания замеров.

Измерение магнитных параметров осуществляется путем перемещения блока датчиков параллельно оси трубы по ходу продукта на расстоянии 15-20 см от поверхности земли.

Диапазон фоновых значений определяется эмпирически в зависимости от диаметра и ориентации трубопровода. Граничные значения диапазона заносятся в бланк протокола.

При изменении диапазона фоновых значений делается запись в протоколе с указанием пикета и новых граничных условий.

Найденные аномалии магнитного поля фиксируются на местности вешками, их абсолютные значения заносятся в протокол с указанием привязок по карте-схеме.

При необходимости на аномальном участке делаются дополнительные измерения перпендикулярной и радиальной составляющих магнитного поля, о чем делается запись в протоколе.

Аномальными считаются локальные участки трубопровода, параметры магнитного поля которых более чем на 20 % отличаются от установленных фоновых значений.

По ходу обследования выделяются зоны с хаотичным изменением магнитных параметров, которые рекомендуется дополнительно обследовать другими методами диагностики или произвести непосредственный осмотр поверхности металла трубопровода в шурфах.

В.6. Режим трассоискателя

Последовательность работы трассоискателя:

переключить тумблер «Режим» в положение «1»;

перемещать блок датчиков в сторону перпендикулярно трубе на расстояние 10 м от предполагаемого ее положения;

точка максимального градиента изменения магнитных параметров определяется с точностью половины наружного диаметра трубы от оси трубопровода.

В.7. Обработка результатов обследования и отчетность

По результатам работ составляются протоколы (форма 3) и схемы распределения магнитных полей трубопровода на обследованных участках, на основании чего:

делается предварительное ранжирование трубопровода на безопасные участки и участки возможного местоположения аномальных повреждений (коррозионных или других дефектов и повышенных напряжений);

по характеру деформации магнитного поля делается вывод о степени дефектности аномальных мест.

Протоколы и схемы прилагаются к отчету.

ПРОТОКОЛ №
обследования магнитометрическим прибором ИДН

Адрес трубопровода ______________________________________________________

Протяженность обследуемого участка трубопровода __________________________

Дата обследования _______________________________________________________

Фоновый диапазон магнитного поля ___________________________ усл. ед. шкалы

Привязка к местности

специалист __________________________________ ___________________________

(наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)

(наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение Г

АКТ
диагностирования технического состояния подземного газопровода без вскрытия грунта

Место прокладки газопровода ___________________________________________

Назначение газопровода ________________________________________________

Общая протяженность _______________ м, рабочее давление ____________ МПа

Дата обследования: ____________________ 200 ____ г.

1. Выбор технических средств для проведения диагностирования

Г.2. Проверка на герметичность

При наличии утечек разрабатывается схема участка газопровода с указанием мест утечек с текстовым описанием процесса обнаружения и рекомендаций о методиках и сроках их устранения. При отсутствии утечек в акте об этом делается отметка.

Г.3. Оценка эффективности работы электрохимической защиты

Г.3.1. Определяется коррозионная агрессивность грунта. Составляется протокол измерений удельного электрического сопротивления грунта.

Протокол измерения удельного электрического сопротивления грунта

Место пункта измерения

Характеристика грунта по ГОСТ 25100-95

Разнос электродов, м

Диапазон измерения прибора, Ом

Показание прибора, Омм

Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом × м

Коррозионная агрессивность грунта

По табл. 1 ГОСТ 9.602 определяется коррозионная агрессивность грунта, которая отражается диаграммой.

Диаграмма удельного сопротивления грунта

Расстояние в единицах длины

На карте-схеме указываются измеренные защитные потенциалы. В примечании может отмечаться, в каком случае потенциал при измерении изменялся (проходил трамвай. ), защищен или незащищен газопровод по всей трассе (по участкам).

Производится измерение потенциала при изменении величины выходного напряжения катодной станции и определяются возможность станции по защите газопровода и запасу мощности, а также качество изоляции по участкам (адрес участка указывается).

Протокол измерения смещения разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения при определении опасности блуждающих токов

Вид подземного сооружения и пункта измерения _____________________________

Время измерения: начало _________________________ конец __________________

Тип и № прибора ________________________________________________________

Источник

• ← для каких целей проводят оценку химической обстановки
• для каких целей проводят разбивку газопровода при проектировании →